5.9 Меры безопасности при герметизации полости труб нефтепровода

Работы по герметизации полости нефтепровода являются газоопасной работой и должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность. В наряде-допуске должен быть указан способ перекрытия, тип герметизаторов, применяемых для герметизации каждого участка нефтепровода и оборудование, применяемое для сверления технологических отверстий. Кроме того должна быть сделана запись о запрете применения электроинструмента (дрели, перфораторы и т.д.) для сверления технологических и контрольных отверстий.

После освобождения нефтепровода от нефти и вырезки «катушки» внутренняя полость нефтепровода должна быть загерметизирована до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ.

Внутренняя полость трубопроводов линейной части магистральных нефтепроводов для безопасного проведения огневых работ при плановых и аварийно-восстановительных ремонтных работах должна перекрываться герметизаторами “Кайман” и герметизаторами резинокордовыми (ГРК, ПЗУ), при ремонте с заменой «катушки» на НПС, КПП СОД, перемычках и резервных нитках ППМН, не оборудованных КПП СОД, для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина. Применение герметизаторов разрешается на участках МН, оборудованных КПП СОД.

Для установки герметизаторов «Кайман», ГРК, ПЗУ длина вырезаемой «катушки» должна быть не менее 1,5∙D, где D – наружный диаметр ремонтируемого нефтепровода.

Герметизаторы должны применяться при температуре окружающего воздуха от минус 30 °С до плюс 40 °С. При температуре окружающего воздуха выше 30 °С использовать навесы для защиты от прямых солнечных лучей. При температуре окружающего воздуха ниже 30 °С использовать закрытые палатки с применением обогревательных устройств взрывобезопасного исполнения.

Используемые герметизаторы должны иметь комплект необходимой документации: формуляр (паспорт) и руководство по эксплуатации предприятия-изготовителя, разрешение Ростехнадзора России на применение, инструкцию по эксплуатации и применению, утвержденную главным инженером ДАО МН.

Перед использованием герметизаторы должны проверяться на комплектность, наличие маркировки и исправность и пройти визуальный контроль.

Перед установкой на стенде или после установки в трубопровод герметизаторы должны быть испытаны на прочность и плотность в соответствии с Методикой освидетельствования технического состояния герметизирующего элемента герметизатора “Кайман” и Инструкцией по эксплуатации герметизаторов резинокордных ГРК, ПЗУ.

Работы по установке герметизаторов и перекрытию внутренней полости трубопровода должны проводиться при отсутствии в нем избыточного давления и притока нефти.

Перед установкой герметизаторов «Кайман», ГРК, ПЗУ внутренняя поверхность нефтепровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее (2D+1), где D–наружный диаметр трубопровода, м

Герметизаторы “Кайман”

Герметизаторы “Кайман” предназначены для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, опорожненного от нефти, с целью предотвращения выхода горючих газов, нефти и её паров при ремонтно-восстановительных работах, выполняемых методом вырезки “катушки” или участка нефтепровода с дефектом на линейной части магистральных. Установка герметизаторов осуществляется через открытые концы трубы после вырезки “катушки” или дефектного участка нефтепровода.

1 – бампер; 2 –центрирующие полиуретановый диск; 3 – корпус; 4 – резинокордная герметизирующая оболочка; 5 – пружина; 6 – рукав высокого давления; 7 – проушина; 8 – штуцер; 9 – трансмиттер (низкочастотный передатчик); 10 – болт с контрагайкой зашплинтованный.

Рисунок 5.16 - Герметизатор «Кайман».

При оформлении заказа на приобретение герметизатора необходимо указывать требуемую модификацию устройства в соответствии с диаметром трубопровода, для которого он предназначен.

Например: устройство для перекрытия внутренней полости магистрального нефтепровода “Кайман-1200/1000/800/700/500/400” ТУ 48 3480-006-00139181-01, где: 1200/1000/800/700/500/400 – ряд модификаций герметизаторов для различных диаметров нефтепроводов, из которых выбирается требуемая.

Основные технические характеристики герметизаторов «Кайман»:

1. Максимальное удерживаемое статическое давление в нефтепроводе, МПа:

- “Кайман-500/400” - 0,5

- “Кайман-1200/1000/800/700” - 0,3

2. Рабочее давление сжатого воздуха (инертного газа)

внутри герметизирующей оболочки, МПа - 2,0

3. Гарантированное время рабочего цикла

по перекрытию внутренней полости нефтепровода, ч - 48

4. Максимальное суммарное расстояние перемещения

герметизатора при транспортировании по трубопроводу,

км, не менее - 1000

5. Допустимое искажение внутреннего диаметра трубы

нефтепровода, не влияющее на перемещение герметизатора,

%, не более - 20

6. Назначенный срок службы (при отсутствии повреждений

после хранения или транспортировки по нефтепроводу),

рабочий цикл, не менее - 10

7. Объем внутренней полости герметизирующей оболочки

(при рабочем давлении внутри оболочки 2,0 МПа), л:

“Кайман-400, 500, 700” - 75

“Кайман-800” - 140;

“Кайман-1000” - 160;

“Кайман-1200” - 180;

8. Рабочий диапазон температур окружающей среды, °С - от -30 до + 40

Герметизаторы “ГРК-400/500/700/800/1000/1200”

Герметизаторы предназначены для временного перекрытия внутренней полости нефтепровода, опорожненного от нефти, с целью предотвращения выхода горючих газов, нефти и ее паров при ремонтно-восстановительных работах, выполняемых методом вырезки катушки или участка нефтепровода с дефектом.

Герметизаторы с комплектом вспомогательного оборудования обеспечивают безопасность проведения ремонтно-восстановительных работ:

- при установке герметизаторов во внутреннюю полость нефтепровода через открытые концы трубы после по вырезки дефектного участка нефтепровода («катушки», задвижки или соединительной деталей) или после их демонтажа при наличии фланцевых соединений;

- на протяжении цикла герметизации внутренней полости нефтепровода, когда резинокордная оболочка герметизатора находится под действием избыточного внутреннего давления сжатого воздуха и внешнего статического давления в случае появления нефти, взрывоопасных (горючих) газов или вакуума в отсеченном участке нефтепровода;

- при контроле величины давления сжатого воздуха внутри резинокордной оболочки и давления (вакуума) в отсеченном участке нефтепровода;

- при разгерметизации внутренней полости нефтепровода во время сброса избыточного давления и переходе резинокордной оболочки в исходное состояние;

- в процессе извлечения герметизатора через открытый конец трубы в случае обнаружения негерметичности его составных частей или перед монтажом задвижки (соединительной детали) с фланцевым соединением;

- при углах наклона нефтепровода до 90º включительно.

Условное обозначение исполнений герметизаторов и вспомогательного оборудования:

«Герметизаторы резинокордные «ГРК-400»,«ГРК-500»,«ГРК-700»,«ГРК-800»,«ГРК-1000», «ГРК-1200» ТУ 2527-016-00139181-2005;

«Комплект вспомогательного оборудования «КВО-1», «КВО-2», «КВО-3» ТУ 2527-016-00139181-2005, где:

400, 500, 700, 800, 1000, 1200 – условный диаметр перекрываемого нефтепровода;

«КВО-1» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК-400/500»;

«КВО-2» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК-700/800»;

«КВО-3» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК-1000/1200».

Рисунок 5.17 -Конструкция герметизаторов резинокордных

Таблица 5.3 - Основные технические характеристики герметизаторов «ГРК»

Наименование параметра	Значение параметра
	Исполнение герметизатора «ГРК»
	400	500	700	800	1000	1200
Рабочее давление сжатого газа в резинокордной оболочке, МПа	0,4±0,02
Наружный диаметр трубы перекрываемого нефтепровода, мм	426	530	720	820	1020	1220
Максимальное удерживаемое статическое давление нефти или ее паров, МПа, не менее	0,1
Устойчивость к воздействию вакуума, МПа, не менее	-0,05
Величина остаточной деформации, по наружному диаметру резинокордной оболочки, после снятия рабочего давления, %, не более	10
Гарантированное время рабочего цикла по перекрытию внутренней полости нефтепровода, час, не менее	100
Габаритные размеры резинокордной оболочки в свободном состоянии (без учета пневмопровода и хвостовика сцепного устройства), мм, не более:
длина;	710	780	870	910	1130	1280
наружный диаметр	300	370	500	600	730	805
Масса, кг, не более	12	20	30	35	75	80

Подготовка и установка герметизаторов

Запрещается применение герметизаторов, не имеющих пневмопровода и узла контроля давления, а также производить накачку и выпуск воздуха из герметизатора через открытый торец нефтепровода.

После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из герметизатора должен быть спущен, узел (блок) контроля давления воздуха должен быть демонтирован.

Выпуск воздуха из герметизаторов должен производиться через узел (блок) контроля давления воздуха. Количество одновременно принимаемых герметизаторов должно определяться конструктивными размерами и вместимостью КПП СОД.

При врезке «катушек» на месте выполнения работ должно быть не менее двух резервных герметизаторов на каждый диаметр ремонтируемого нефтепровода.

Установка герметизаторов должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти в нефтепроводе. Перед этим ремонтный котлован должен быть зачищен от остатков нефти и места загрязнений должны быть зачищены и засыпаны свежим грунтом.

Установка герметизаторов в полость нефтепровода производится с открытого торца трубопровода по схеме. (рисунок 5.18). При установке герметизаторов ГРК, расстояние для вывода штуцера под пневмопровода герметизатора L* (рисунок5.18) определяется в соответствии с типоразмером применяемого ГРК, с учетом исключения попадания пневмопровода под ребра герметизатора.

При герметизации внутренней полости технологических трубопроводов с помощью ГРК для защиты персонала от опасных воздействий вакуума в случае его возникновения необходимо использовать защитные решетки, входящие в комплект вспомогательного оборудования.

Защитная решетка должна устанавливаться на открытый торец трубопровода перед началом снижения давления воздуха в герметизаторе и демонтироваться только после его снижения до статического значения.

Герметизаторы устанавливаются в трубопровод в соответствии с инструкциями по их эксплуатации и применению, утвержденными главным инженером РНУ

После установки герметизаторов в трубопровод и проветривания ремонтного котлована производится анализ воздушной среды. Отбор проб для оценки состояния газовоздушной среды проводится инструментальным методом внутри загерметизированного трубопровода со стороны открытого конца трубы, на расстоянии не более 50 мм от торцевой поверхности по периметру окружности герметизатора. При концентрации паров нефти ниже 0,01 % объемных единиц (300 мг/м³) рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке “катушки”.

Контроль за состоянием газовоздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 8…12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80…150 мм от герметизатора в сторону “катушки” у каждого стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и поперечных сварных швов.

Контроль за давлением воздуха (инертного газа) в герметизаторах должен осуществлять по манометру узла контроля давления воздуха через каждые 30 мин, с записью в таблице, являющейся приложением к наряду-допуску.

Таблица 5.4 – Форма таблицы замеров давления воздуха (инертного газа) в герметизаторе «Кайман» (ГРК, ПЗУ)

№ п.п.	Дата и время замера	Тип герметизатора	Давление воздуха (инертного газа) во внутренней полости герметизатора, МПа		Подпись, ответствен- ный за проведение замеров
			рабочее	результаты замера
1	10.07.2010, 17-00	Кайман-500	2,0	2,0
2	10.07.2010, 17-00	ГРК-500	0,40,02	0,4
4	10.07.2010, 17-30	Кайман-500	2,0	2,0
5	10.07.2010, 17-30	ГРК-500	0,40,02	0,4
…

Рисунок 5.18 - Схема установки герметизаторов

Контроль за уровнем нефти перед герметизаторами и избыточным давлением газов или вакуумом в нефтепроводе организовывается через отверстие диаметром 12 мм, просверленное в верхней образующей нефтепровода на расстоянии не менее 40 м до герметизатора (глиняного тампона).

На отверстия должны быть установлены маячки на алюминиевых стержнях и организовано постоянное наблюдение (каждый час и перед монтажом герметизатора) с целью своевременного обнаружения повышения давления газов или образования вакуума и поступления нефти в полость опорожненного участка нефтепровода.

Уровень нефти должен определяться с помощью алюминиевого стержня, а контроль избыточного давления/вакуума – переносным мановакуумометром.

Замер уровня нефти перед герметизаторами и избыточного давления/вакуума должен осуществляться каждые 30 мин., с записью в таблице, являющейся приложением к наряду-допуску (Таблица ).

Таблица 5.5 - Форма таблицы замеров уровня нефти и избыточного давления/вакуума в полости нефтепровода

№ п.п.	Дата и время замеров	Результаты замеров уровня нефти, см		Результаты замеров избыточного давления/вакуума, кгс/см2		Подпись, отв. за проведение замеров
		до герметизатора №1	после герметизатора №2	до герметизатора №1	после герметизатора №2
1	10.07.2010, 17-00	0	0	0	0
2	10.07.2010, 17-00	1	2	0,01	0,01
3
4

При невозможности соблюдения расстояния в 40 м (технологические нефтепроводы, наличие запорной арматуры и др.) отверстие должно сверлиться на максимально возможном удалении от герметизатора с установкой шланга, конец которого следует отводить на расстоянии не менее 30 м. Присоединение шланга к нефтепроводу должно быть загерметизировано.

При отклонении давления газа в нефтепроводе от атмосферного работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению причин изменения давления, просверлено дополнительное количество отверстий для исключения воздействия на герметизатор избыточного давления газа или воздуха при наличии вакуума в нефтепроводе.

В случае поступления нефти в нефтепровод, обнаруженного в процессе производства работ из-за негерметичности задвижки или иных причин, необходимо принять меры по откачке нефти через просверленные отверстия в более низких по отметкам местах трассы, относительно места производства работ.

Перекрытие технологических трубопроводов с применением глины

В зависимости от принятой технологии ремонтных работ применяются методы герметизации полости нефтепровода:

• с открытого торца нефтепровода;

• через специальные «окна», вырезанные в стенке нефтепровода;

• через патрубки с задвижками.

Установка глиняных тампонов должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти в нефтепроводе, ремонтный котлован должен быть зачищен от остатков нефти и места загрязнения засыпаны свежим грунтом.

Длина глиняного тампона должна быть не менее двух условных диаметров нефтепровода (2∙D_N).

Перед установкой тампонов через открытый торец трубы внутренняя поверхность нефтепровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее (2D+1), где D  наружный диаметр нефтепровода, м. При герметизации нефтепровода из окна внутренняя полость очищается на расстоянии не менее 1,5 м в каждую сторону от кромки окна.

Расстояние от торца трубы до глиняного тампона должно быть не менее 400 мм.

В ЦРС должен быть неснижаемый запас глины для проведения работ на технологических нефтепроводах, по объему соответствующий двум тампонам на диаметр, наибольший из эксплуатируемых нефтепроводов данного РНУ. Для неснижаемого запаса используется глина, тампонажная глина в полиэтиленовых мешках. Для плановых работ использование неснижаемого запаса глины не допускается.

Запас глины должен храниться в сухом месте, отапливаемом в период отрицательных температур и доступном для подъезда транспорта для погрузки.

Применяемая для тампонов глина должна быть однородной по составу, не содержать комьев, песка и посторонних включений в виде корней, травы и верхнего растительного слоя, должна быть пластичной и хорошо смачиваемой; для устройства глиняной стенки может применяться кирпич-сырец.

Герметизация внутренней полости нефтепроводов глиняными тампонами должна осуществляться в соответствии с инструкцией, утвержденной главным инженером ОСТ.

В зимнее время в целях сохранности свойств глиняных тампонов необходимо принять меры по недопущению замерзания глины во время транспортировки, хранения, при набивке тампонов и после набивки при герметизации полости. Данные мероприятия должны быть указаны в ППР.

Тампон из глины или кирпича-сырца создается послойной укладкой и уплотнением трамбовками, изготовленными из искробезопасных материалов, длиной не менее двух диаметров (по верхней образующей) нефтепровода.

После установки тампона в нефтепроводе и проветривания ремонтного котлована производится анализ ГВС. Отбор проб осуществляется внутри загерметизированного нефтепровода со стороны открытого конца на расстоянии не менее 50 мм от торцовой плоскости тампона по всей длины окружности. Рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке «катушки» при концентрации паров нефти ниже 300 мг/м³.

После набивки тампона и обеспечения соосности трубопроводов открытые участки нефтепровода должны быть засыпаны грунтом с целью исключения замерзания глиняных тампонов - при отрицательных температурах окружающего воздуха и с целью недопущения повышения давления газа в отключенном участке нефтепровода в теплое время - при температуре свыше плюс 10°С. Данные мероприятия должны быть указаны в ППР.

Во время подгонки «катушки» должен обеспечиваться постоянный контроль за состоянием тампона (визуально проверяется его целостность и отсутствие зазора между тампоном и стенкой нефтепровода). Во избежание просадки тампона не допускаются удары по трубе и вибрационное воздействие от работающих машин и механизмов на участке с тампонами.

Контроль за состоянием воздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 12 мм, просверленные в верхней образующей на расстоянии от 100 до 150 мм от тампона у каждого стыка согласно рисунку 5.19:

• при подгонке «катушки»  каждые 30 мин;

• при сварке «катушки»  после прохода каждого слоя шва, но не реже одного раза в час;

• после каждого перерыва в работе независимо от времени.

Перед установкой «катушки» для сварки производится дополнительная трамбовка тампона из глины. Тампон не должен иметь трещин, зазоров от стенки трубы, усадку в верхней части.

Срок использования в качестве герметизатора глиняного тампона в нефтепроводе не должен превышать 24 часа. По истечению указанного срока не менее 50 % тампона должно быть извлечено и заменено свежей глиной с послойной трамбовкой.

Контроль герметичности перекрытия

Контроль герметичности герметизаторов и глиняных тампонов осуществляется отбором и анализом проб воздуха для определения концентрации паров, газов.

Отбор проб для анализа ГВС при подгонке, сварке «катушке» и ремонте стыков при герметизации полости нефтепровода глиной должен осуществляться согласно схемы, указанной на рисунке 5.19.

При проведении огневых работ концентрация паров и газов на месте проведения работ не должна превышать 300 мг/м³. В полости ремонтируемого участка нефтепровода при проведении огневых работ концентрация паров не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию (не более 2100 мг/м³).

При обнаружении наличия концентрации газов, превышающей допустимую в зоне производства работ, огневые и сварочные работы немедленно прекращаются, проверяются исправность герметизаторов и соответствие норме давления в них. При выявлении неисправностей герметизаторы «Кайман», ГРК, ПЗУ должны быть заменены. Глиняные тампоны должны быть перенабиты с извлечением не менее 50 % тампона с добавлением свежей глины.

Рисунок 5.19 - Схема установки глиняных тампонов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума

Технические характеристики герметизаторов ПЗУ

Герметизаторы ПЗУ предназначены для временного перекрытия внутренней полости нефтепровода, опорожняемого от нефти, с целью предотвращения выхода горючих газов, нефти и ее паров при плановых, внеплановых (в т.ч. аварийно-восстановительных) работ, выполняемых методом «замены катушки».

Герметизаторы с комплектом вспомогательного оборудования обеспечивают безопасность проведения работ:

- при установке герметизаторов во внутреннюю полость нефтепровода через открытые концы трубы после вырезки дефектного участка нефтепровода («катушки», задвижки или соединительной детали) или после их демонтажа при наличии фланцевых соединений;

- на протяжении цикла герметизации внутренней полости нефтепровода, когда резинокордная оболочка герметизатора находится под действием избыточного внутреннего давления сжатого воздуха и внешнего статического давления в случае появления нефти, взрывоопасных газов или вакуума в отсеченном участке нефтепровода;

- при контроле величины давления сжатого воздуха внутри резинокордной оболочки и давления (вакуума) в отсеченном участке нефтепровода;

- при разгерметизации внутренней полости нефтепровода во время сброса избыточного давления и переходе резинокордной оболочки в исходное состояние;

- в процессе извлечения герметизатора через открытый торец трубы в случае обнаружения негерметичности его составных частей или перед монтажом задвижки (соединительной детали) с фланцевым соединением;

- при углах наклона нефтепровода до 90 включительно.

Конструкция оболочки резинокордной герметизатора ПЗУ показана на рисунке 5.20.

Схема установки герметизатора ПЗУ показана на рисунке 5.21

Технические характеристики герметизаторов ПЗУ приведены в таблице 8.6.

Рисунок 5.20  Конструкция оболочки резинокордной герметизатора ПЗУ

Рисунок 5.21 – Схема установки герметизаторов ПЗУ и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума

Таблица 5.6 Технические характеристики герметизаторов ПЗУ

Наименование параметра

Значение параметра

Условное обозначение герметизатора ПЗУ

ПЗУ-100

ПЗУ-150

ПЗУ-200

ПЗУ-250

ПЗУ-300

ПЗУ-350

ПЗУ-400

ПЗУ-500

ПЗУ-700

ПЗУ-800

ПЗУ-1000

ПЗУ-1200

Наружный диаметр трубы перекрываемого нефтепровода, мм

108

159

219

273

325

377

426

530

720

820

1020/1067

1220

Внутренние диаметры труб перекрываемого нефтепровода, мм

100

150

200

250

300

350

400

500

700

800

1000

1200

Габаритные размеры в свободном состоянии (без учета конусности торцевых поверхностей, вентиля, кронштейна, сцепного устройства, кольцевых выступов, на цилиндрической поверхности), мм: - длина, L - наружный диаметр, D

25010

35010

42010

28020

35020

48020

58020

71020

78025

Масса, кг, не более

0,90,15

1,90,3

2,80,5

4,51

7,51

101,5

111,5

182

27,52,5

363

609

719

Рабочее давление сжатого газа в герметизаторе, МПа

Максимальное удерживаемое статическое давление нефти или ее паров, МПа

0,1

Устойчивость к воздействию вакуума, МПа, не менее

минус 0,05

Гарантированное время рабочего цикла по перекрытию внутренней полости нефтепровода, час

100

Требования безопасности при выполнении работ по сверлению технологических и контрольных отверстий

Работы по сверлению технологических отверстий в ремонтируемом участке МН должны выполняться с оформлением наряда-допуска;

работы должны выполняться в соответствии со схемой расположения технологических и контрольных отверстий. Схема расположения отверстий с указанием размеров и расстояний при производстве работ должна быть указана в ППР.

Сверление технологических и контрольных отверстий должно осуществляться при помощи взрывобезопасного оборудования – ручной или пневматической дрели.

Применение электроинструмента (дрели, перфораторы и т.д.) для сверления технологических и контрольных отверстий – запрещается.

Данное требование должно быть внесено в ППР и указано нарядах-допусках.

Перед началом работы необходимо:

• проверить правильность заточки режущей кромки сверла и надежность закрепления сверла в патроне дрели;

• целостность и герметичность пневморукава;

• проверить наличие на рабочем месте средств первичного пожаротушения;

• используя керн, выполнить разметку центра отверстия.

При выполнении работ по сверлению технологических и контрольных отверстий расстояние от источника сжатого воздуха до места проведения работ должно быть не менее 30 м. Схема размещения оборудования и приспособлений приведена на рисунке 5.22.

Рисунок 5.22 - Схема размещения оборудования и приспособлений при сверлении контрольных и технологических отверстий: 1 – нефтепровод; 2 – котлован для сверления отверстий для контроля уровня нефти и давления в нефтепроводе; 3 – ремонтный котлован; 4 – источник сжатого воздуха; 5 – дизельная электростанция (ДЭС); 6 – пневмопровод

При применении пневматической дрели во избежание искрообразования и нагрева поверхности нефтепровода, сверление отверстия должно проводиться с постоянным охлаждением рабочего органа (сверла).

Применение пневматических дрелей с числом оборотов более 1000 об/мин – не допускается.

Для защиты органов зрения при сверлении отверстий необходимо использовать защитные очки.

Не допускается работать с пневмодрелью в матерчатых перчатках, а также соприкосновения с ней свободно свисающих элементов одежды.

Применяемый пневмоинструмент и источники сжатого воздуха должны эксплуатироваться в соответствие с инструкцией по эксплуатации, утвержденной главным инженером ОСТ, разработанной на основании требований Правил безопасности при работе с пневмоинструментом и заводских инструкций по эксплуатации.

Герметизация приемных и выкидных патрубков МНА водяной пробкой

Допускается герметизация приемных и выкидных патрубков МНА водяной пробкой с целью исключения выхода из строя отдельных узлов МНА.

Запрещается производство работ способом герметизации приемных и выкидных патрубков МНА водяной пробкой в случае не герметичности запорной арматуры расположенной на приемном и выкидном коллекторе МНА.

С целью исключения образования в зоне сварочно-монтажных работ при замене насосных агрегатов взрывопожароопасной среды необходимо выполнить:

1. зачистку приемных и выкидных патрубков МНА с применением пара;

2. герметизацию трубопроводов дренажа и утечек МНА с использованием установки с обтяжкой плоских заглушек на фланцевых соединениях, либо с использованием глиняных тампонов;

3. подачу теплой воды (от 40 ºС до 60 ºС) в полость приемных и выкидных патрубков МНА с одновременной откачкой нефти и водонефтяной эмульсии;

4. после заполнения патрубков водой до уровня, обеспечивающего возможность визуального контроля зеркала воды, обеспечить отстаивание воды в течение 3 ч.

Запрещается начало производство монтажных и огневых работ в случае наличия следов нефтепродуктов на зеркале воды в приемных и выкидных патрубках МНА.

В случае поступления нефтепродукта или изменения уровня воды в патрубках, работы по герметизации выполнить с применением глиняных тампонов и выполнением организационных мероприятий по отводу нефти.

Перед началом огневых работ, после подгонки катушки, обеспечить контроль ГВС в полости патрубков перед зеркалом воды, либо с использованием имеющихся отборов давления на входе и выходе МНА. В случае если при производстве работ по подключению МНА имеющиеся отборы, на входе и выходе МНА, подлежат демонтажу – предусмотреть установку отборов давления предварительно на монтируемый участок до начала огневых работ и использовать их для контроля ГВС при производстве работ.