что такое гвс в нефтяной промышленности
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Способ выпуска газовоздушной смеси из магистрального трубопровода, транспортирующего жидкий продукт
Владельцы патента RU 2432524:
Изобретение может быть использовано в системе транспорта нефти и нефтепродуктов по магистральным нефте- и нефтепродуктопроводам (далее трубопроводы), на водоводах и других трубопроводах, транспортирующих жидкий продукт.
Для восстановления оптимального режима эксплуатации трубопровода требуется удалить из его полости ГВС.
Известны различные способы удаления ГВС: пропуском механических, вязкоупругих или гелеобразных разделителей; потоком транспортируемой жидкости, увеличивая производительность перекачки до значений, обеспечивающих «выносную скорость»; обустройством вантузов, представляющих собой патрубок с запорной арматурой, установленный под прямым углом к оси трубопровода на вершинах возвышенных участков трассы трубопровода, и выпуском ГВС периодически через них вручную «на глаз».
В практике эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов используется способ выпуска ГВС из магистральных трубопроводов, заключающийся в том, что ГВС через вантуз (патрубок с запорной арматурой) выпускают в трубу, подсоединенную к вантузу, и по ней транспортируют в котлован, расположенный на некотором удалении от трубопровода, в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации магистральных трубопроводов.
Целью изобретения является разработка надежного и эффективного способа автоматического выпуска ГВС из трубопроводов, транспортирующих любые жидкие продукты, при любых давлениях в трубопроводе, исключающего снижение производительности трубопровода при сохранении нормативного состояния окружающей среды в соответствии с требованиями природоохранного законодательства, оптимизации затрат энергии на перекачку, срывы в работе насосов перекачивающих станций, потери продукта, аварии и отказы в работе резервуаров, особенно стальных вертикальных резервуаров, снабженных понтонами или плавающими крышами, вызванные попаданием в них ГВС, вышепредусмотренных нормативами значений.
В стационарном варианте способ осуществляется в установке (фиг.1), рассчитанной на более качественный выпуск ГВС, включающей стационарную камеру приема 1, снабженную дренажным патрубком Д и расширительной камерой 2, имеющей вертикальную цилиндрическую с эллиптическим днищем, горизонтальную полуцилиндрическую с эллиптическим днищем или любую другую выпуклую форму, рассчитанную на заданное давление, полость которой соединена с корпусом камеры через круглые, продолговатые или любой другой формы отверстия 3, не мешающие свободному проходу через них газа и не осложняющие проход по камере очистных, разделительных или иных внутритрубных средств, причем суммарная площадь отверстий 3 больше площади проходного сечения автоматического клапана 4. На расширительной камере 2 предусмотрена вантузная полнопроходная запорная арматура 5, на которую установлен автоматический клапан 4 для выпуска ГВС. Сепаратор 6 жестко установлен на пожаро- и взрывобезопасном расстоянии от камеры приема 1 с размещенными на нем огнепреградителями 7 в случае пожаро-взрывоопасной ГВС или свечей (не показаны) в случае пожаро-взрывобезопасной ГВС. Автоматический клапан 4 для выпуска ГВС и дренажная емкость 8 соединены с сепаратором 6 трубной обвязкой 9. Для уменьшения возможной вибрации и колебаний при выходе газа через автоматический клапан 4 трубная обвязка 9 надежно закреплена.
Диаметры патрубка, на который установлена запорная арматура, и проходного сечения запорной арматуры, производительность автоматического клапана и сепаратора выбираются исходя из максимально возможной производительности заполнения трубопровода, согласно технологическому регламенту заполнения трубопровода.
Размещение сепаратора 6 с огнепреградителями 7 или свечей у камеры приема выполняется с учетом розы ветров с тем, чтобы рабочее место у запорной арматуры 5 автоматического клапана 4 было с наветренной стороны относительно сепаратора 6.
Огнепреградители 6 или свеча выбираются так, что они обеспечивают выпуск ГВС с производительностью, не меньшей, чем пропускная способность автоматического клапана 4.
При появлении ГВС в магистральном трубопроводе на подходе к НПС открывают задвижку (не показана), отсекающую приемную камеру 1 от магистрали, и ГВС входит в камеру приема 1 вместе с транспортируемым жидким продуктом и очистным средством или, в зависимости от количества, вначале ГВС, затем транспортируемый жидкий продукт и последним очистное средство.
При закрытом положении вантузной запорной арматуры 5 поплавок в корпусе автоматического клапана 4 для выпуска ГВС находится в нижнем положении, при котором отверстие в верхней крышке автоматического клапана 4 открыто.
Плавно открывают вантузную запорную арматуру 5, и ГВС начинает выходить через автоматический клапан 4 с шумом, характерным для ее движения в системе трубопровода.
На конечной стадии выхода ГВС вслед за ней в корпус автоматического клапана 4 начинает поступать транспортируемый жидкий продукт. При появлении транспортируемого жидкого продукта в корпусе автоматического клапана 4 поплавок за счет архимедовой силы начинает всплывать и при достижении транспортируемым жидким продуктом расчетного уровня в поплавковой камере поплавок поднимается и перекрывает отверстие на верхней крышке корпуса автоматического клапана 4, предупреждая выброс транспортируемого жидкого продукта в атмосферу.
Возврат поплавка в исходное положение и открытие автоматического клапана при работе устройства в автоматическом режиме по мере поступления ГВС осуществляется перепускным клапаном, связанным линией подвода ГВС с пневмоцилиндром автоматического клапана 4, расположенного в верхнем его патрубке. Таким образом, автоматический клапан 4 обеспечивает положение «открыто» при наличии ГВС и автоматическое закрытие при появлении транспортируемого жидкого продукта в его корпусе.
После завершения выпуска ГВС закрывают вантузную запорную арматуру 5. Сигналом для закрытия вантузной запорной арматуры является характерное изменение шума в момент закрытия автоматического клапана 4 и прекращение выхода ГВС из трубопровода.
Оценка очистки ГВС от капельной жидкости производится визуально по отсутствию эффекта «дождя» от транспортируемого продукта в зоне выпуска ГВС в атмосферу.
При использовании мобильной камеры приема (фиг.2) последнюю транспортируют на место монтажа и при закрытых линейной отсекающей камере приема, задвижке трубопровода и задвижке на линии отвода продукта (не показаны) соединяют ее с линейной частью трубопровода, имеющей отводы под фланцевые или хомутовые соединения 10 для ее монтажа, например, за подводным переходом. На расширительную камеру 2 при закрытых линейной задвижке трубопровода, задвижке на линии отвода продукта и запорной арматуре 5 на вантузе на последний устанавливают автоматический клапан 4 и соединяют его посредством трубной обвязки 9 с сепаратором 6. Через нижний (дренажный) патрубок сепаратора 6 подсоединяют к нему мобильную дренажную емкость 8. На дренажную емкость 8 подсоединяют и дренажную линию камеры 1.
При этом последовательность выполнения операций по выпуску ГВС та же, что и при использовании стационарной камеры.
После завершения операции выпуска ГВС закрывают задвижки на отводах трубопровода. Отсоединяют мобильную камеру приема 1 от трубопровода, сепаратора 6, снимают автоматический клапан 4, заглушают отводы и мобильную камеру 1, сепаратор 6, дренажную емкость 8 и мобильную трубную обвязку 9 отправляют на следующую рабочую точку.
Оставшуюся в трубопроводе часть ГВС выпускают через стационарную камеру на перекачивающей станции.
Применение данного способа обеспечивает выпуск ГВС из магистрального трубопровода без потерь транспортируемого продукта и исключает загрязнение окружающей среды.
2. Способ выпуска газовоздушной смеси из магистральных трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, по п.1, отличающийся тем, что выпуск газовоздущной смеси из камеры приема в сепаратор осуществляют в автоматическом режиме.
3. Способ выпуска газовоздушной смеси из магистральных трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, по п.1, отличающийся тем, что пожаро- и взрывоопасный газ выпускают из сепаратора в атмосферу через огнепреградители.
Сокращения наименований в нефтяной промышленности
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.
Что такое гвс в нефтяной промышленности
— районное нефтепроводное управление.
Введение
На объектах нефтяной промышленности при эксплуатации технологических установок, резервуарных парков, нефтесборных пунктов, буровых установок и других существует опасность загазованности воздушной среды в производственных помещениях и на открытых площадках вредными и взрывоопасными концентрациями нефтяных паров и газов.
Одним из основных мероприятий по предотвращению взрывов и пожаров, а также отравления персонала токсичными парами и газами на производственных объектах является контроль воздушной среды, позволяющий своевременно принимать меры для устранения источников парогазовыделений.
Для организации надёжного и рационального контроля воздушной среды разработана «Отраслевая инструкция по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности».
В настоящей Инструкции даны порядок организации контроля воздушной среды и принципы определения точек и периодичности отбора проб воздуха в помещениях и на наружных установках в газоопасных местах, а также при газоопасных работах.
I. Общие требования
Настоящая инструкция устанавливает порядок организации и контроля воздушной среды в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок с взрывоопасными, взрывопожароопасными и вредными веществами, с целью предупреждения возникновения опасных и вредных концентраций паров и газов, которые могут повлечь за собой взрывы, пожары, а также острые и хронические отравления людей, работающих на предприятиях Министерства нефтяной промышленности.
На предприятии (НГДУ, УБР, УМН, ГПЗ и др. объектах) должен быть организован систематический контроль воздушной среды в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок.
Для определения загазованности воздушной среды и своевременного устранения причин загазованности на предприятии (объекте) должен быть организован непрерывный контроль воздушной среды за содержанием токсичных и взрывоопасных концентраций паров и газов в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок автоматическими стационарными сигнализаторами, сблокированными с аварийной вентиляцией.
Помимо стационарных приборов, необходимо применять переносные газоанализаторы.
Порядок установки стационарных сигнализаторов и газоанализаторов довзрывоопасных и предельно допустимых концентраций паров и газов определяется «Требованиями к установке стационарных газоанализаторов и сигнализаторов в производственных помещениях предприятий нефтяной промышленности»*, утверждёнными Миннефтепромом в 1979 году (ТУ Газнефть).
При отсутствии стационарных автоматических газоанализаторов и сигнализаторов необходимо осуществлять периодический контроль воздушной среды переносными газоанализаторами.
Периодический контроль воздушной среды на объектах должен осуществляться промышленно-санитарными или химическими лабораториями предприятий, цехов, а также газоспасательной службой или специально организованными группами.
В отдельных случаях, вызванных производственной необходимостью, допускается привлекать к контролю воздушной средств* обслуживающий персонал объекта (цеха, службы, участка). Эти лица должны быть обучены работе с переносными газоанализаторами, способами отбора проб воздуха и иметь соответствующее удостоверение, выданное тарифно-квалификационной комиссией предприятия.
Приказом руководителя предприятия должны быть определены лица, на которых возложена ответственность за своевременность и точность анализов проб воздуха, доведение показаний приборов до сведения начальников цехов (участков). При наличии на предприятии специальной санитарной лаборатории издавать приказ не следует.
В каждом производстве, цехе, отделении, участке предприятия должен быть определён перечень вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок при ведении технологического процесса, ремонтах и аварийных случаях, а также должен быть установлен класс опасности вредных веществ в соответствии с ГОСТ 1.1.007-76*.
В перечне должны быть указаны ПДК и НВП паров и газов в объёмных (% и весовых, мг/м ) единицах.
Также должен быть составлен перечень приборов, применяемых для контроля воздушной среды.
Количество и типы переносных и стационарных приборов должны определяться с учётом технологических особенностей объектов на основании настоящей Инструкции и ТУ Газнефть.
Эти перечни должны быть утверждены главным инженером предприятия.
Отбор проб воздуха и анализ должны проводиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации газоанализаторов и пробоотборных устройств.
При обнаружении в воздухе сероводорода выше ПДК необходимо:
Оповестить руководителя объекта (цеха, службы, участка) или старшего по смене (ЦИТС, БПО, ГПЗ, УННТ и др.), газоспасательную службу, ответственного руководителя и исполнителей газоопасных работ, а также находящихся в опасной зоне людей.
Принять меры по предупреждению отравлений людей и ликвидации аварийной ситуации.
Организовать контроль воздушной среды до ликвидации опасной загазованности не реже, чем через каждый час.
Обозначить загазованную зону знаками безопасности в соответствии с ОСТ 39-8-9-1-76* (с учётом направления ветра).
Принять меры по предупреждению захода (заезда) в загазованную зону посторонних лиц, транспортных средств и животных. При необходимости организовать посты.
При обнаружении в воздухе сероводорода в концентрациях близких к 0,5% объёмных (7594 мг/м ), допустимых для фильтрующих противогазов, необходимо:
Выйти из опасной зоны.
Сообщить о создавшейся аварийной обстановке ответственному руководителю и исполнителю работ, руководителю объекта или старшему по смене.
Дальнейшие работы проводить по плану ликвидации возможных аварий.
При обнаружении в воздухе паров нефти, нефтяных газов или других углеводородов в концентрациях, превышающих ПДК, начальник смены (цеха) принимает меры по ликвидации очагов загазованности и индивидуальной защите работающих, a в концентрациях 20% от НПВ, кроме того, ставит в известность руководство предприятия.
После принятия мер по ликвидации загазованности должны проводиться повторные анализы воздушной среды, с занесением результатов анализов в журнал (приложения 4, 5).
Контроль за организацией и проведением этой работы на предприятии возлагается на главного инженера.
Контроль за правильностью и бесперебойностью работы стационарных и переносных газоанализаторов и сигнализаторов, средств сигнализации должен осуществляться службой КИП (контрольно-измерительных приборов) по графику, утверждённому главным инженером предприятия в сроки, предусмотренные инструкцией завода-изготовителя на данный тип прибора.
Сигнализаторы и газоанализаторы подлежат Государственной поверке в сроки, установленные ГОСТ 8.002-71*.