Стр. 6
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10 |
Стр.11 |
Стр.12 |
Стр.13
4.2.1.6. Резервы технологического, энергетического
оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов,
обеспечивающие локализацию аварий, пожара, загазованности и
восстановление устойчивой работы объектов.
4.2.1.7. Проектирование и строительство резервуаров для нефти,
нефтепродуктов и конденсата должно проводиться в соответствии с
действующими нормами с выполнением расчетов на теплоизлучение в
случае их загорания.
4.2.1.8. Выкидные линии скважин, нефтегазосборные коллекторы,
предназначенные для транспортирования нефти, газа, конденсата до
дожимных насосных установок, установок подготовки нефти,
компрессорных станций проектируются и сооружаются в соответствии с
требованиями действующих норм с учетом перспективного развития
месторождения.
4.3. Фонтанная эксплуатация скважин
4.3.1. Обсадные колонны нефтяных и газовых скважин должны быть
обвязаны между собой колонной головкой, которая испытывается после
монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки колонны,
принимаемое по установленной норме. Опрессовка колонной головки на
пробное давление должна производиться до установки на устье.
Результаты испытаний оформляются актами.
4.3.2. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна
быть опрессована в собранном виде на пробное давление,
предусмотренное паспортом. Результаты опрессовки оформляются актом.
4.3.3. Фонтанная арматура после установки на устье скважины
должна быть опрессована на давление, допускаемое для опрессовки
эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
4.3.4. Эксплуатация фонтанной скважины должна осуществляться
только после установки фонтанной арматуры, рабочее давление которой
должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье
при работе скважин.
4.3.5. Фонтанная арматура, независимо от ожидаемого рабочего
давления, должна монтироваться с колонным комплектом крепежных и
уплотнительных элементов, предусмотренных техническими условиями
заводов-изготовителей.
4.3.6. Для контроля за буферным давлением и давлением в
затрубном пространстве на арматуре фонтанных скважин должны
устанавливаться трехходовые краны для монтажа переносных и
стационарных манометров.
4.3.7. Снижать давление в затрубном пространстве разрешается
только через штуцер, установленный после второй задвижки от
крестовика.
4.3.8. Выкидные нефтепроводы от фонтанных скважин должны
прокладываться из бесшовных стальных труб, соединенных сваркой.
Фланцевые и муфтовые соединения допускаются только в местах
установки задвижек, вентилей, обратных клапанов и другой арматуры.
4.3.9. Под выкидными нефтепроводами от фонтанных скважин,
расположенных на высоте, должны быть установлены надежные опоры,
предотвращающие падение линий при их отсоединении во время ремонта,
а также вибрацию от ударов струи.
4.3.10. Замерзшие обвязки фонтанных арматур, аппаратов, а также
выкидных нефтелиний, находящихся под давлением, должны отогреваться
паром или горячей водой.
4.3.11. В случае производства технологических операций,
требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать
на устье специальные головки, а эксплуатационную колонну защищать
установкой пакера.
4.3.12. При эксплуатации скважин с температурой на устье свыше
200 градусов Цельсия должна применяться соответствующая фонтанная
арматура по конструкции и термостойкости, обеспечивающая
безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.
4.3.13. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с
температурой рабочей среды 80 градусов Цельсия и более, должны
устанавливаться температурные компенсаторы.
4.3.14. Устье фонтанных скважин должно быть оборудовано
приспособлениями, позволяющими вести контроль за межколонным
давлением и выполнять другие технологические операции.
4.3.15. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся
и смена деталей фонтанной арматуры под давлением запрещается.
4.4. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
4.4.1. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы
исключить соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или
мачты, а также фундамента и грунта.
4.4.2. Для обслуживания электропривода и тормоза станка-качалки
устанавливается площадка с ограждением.
4.4.3. Устье скважины должно быть оборудовано устьевой
арматурой, позволяющей отбирать продукцию скважины, производить
контроль за давлением в трубном и затрубном пространстве, а также
приспособлениями, обеспечивающими проведение технологических
обработок штангового оборудования.
4.4.4. Верхний торец сальникового устройства не должен
возвышаться над рабочей площадкой более чем на 1,25 м.
4.4.5. При набивке уплотнения сальника крышка его должна
удерживаться на полированном штоке специальным зажимом. Устьевой
сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями должен иметь
конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.
4.4.6. При крайнем нижнем положении головки балансира
расстояние между траверсой подвески сальникового штока или
штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 0,2 м.
4.4.7. Противовес станка-качалки может устанавливаться на
балансире только после соединения балансира с кривошипно-шатунным
механизмом и сальниковым штоком.
4.4.8. Противовесы балансира станка-качалки должны состоять из
секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.
4.4.9. Соединение подвески с сальниковым штоком должно
осуществляться с помощью специального приспособления.
4.4.10. Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и
тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в
спицы шкива.
4.4.11. При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного
механизма на сальниковый шток устанавливается зажим, а шатун надежно
крепится к стойке или раме станка-качалки.
4.4.12. Перед пуском в работу станка-качалки необходимо
убедиться в том, что редуктор не заторможен, ограждение установлено,
снят зажим с сальникового штока, а в опасной зоне отсутствуют люди.
4.4.13. До начала ремонтных работ или перед осмотром
оборудования периодически работающей скважины с автоматическим,
дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на
пусковом устройстве вывешиваться плакат "Не включать! Работают
люди".
4.4.14. На скважинах с автоматическим и дистанционным пуском
станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны
быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание! Пуск автоматический".
Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.
4.5. Эксплуатация скважин установками центробежных,
диафрагменных, винтовых погружных насосов
4.5.1. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования
погружных центробежных, диафрагменных и винтовых электронасосов,
осмотр и наладку его должен производить электротехнический персонал.
Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается
только пуск и остановка погружных центробежных, диафрагменных и
винтовых насосов.
4.5.2. На выкидных нефтелиниях скважин, эксплуатируемых
погружными центробежными, диафрагменными, винтовыми насосами,
устанавливается обратный клапан. Допускается установка обратного
клапана в насосно-компрессорных трубах над насосом.
4.5.3. При длительных перерывах в работе напряжение должно быть
снято со всей установки погружного центробежного, диафрагменного или
винтового насоса.
4.5.4. Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и
обеспечивать пропуск газа из затрубного пространства в выкидную
линию через обратный клапан, глушение скважины и проведение
исследовательских работ.
4.5.5. Проходное отверстие для силового кабеля в фонтанной
арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
4.5.6. Силовой кабель должен иметь соответствующую изоляцию,
обеспечивающую защиту от поражения электрическим током и
заземление.
4.5.7. Система замера дебита скважины, пуска, остановки должна
иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.
4.5.8. Станции управления работой погружных центробежных,
винтовых и диафрагменных насосов должны комплектоваться приборами
контроля за нагрузкой электродвигателя, а также контролем за
изоляцией системы "двигатель - силовой кабель".
4.5.9. Ствол скважины, в которую элекгропогружной центробежный,
винтовой или диафрагменный насос спускается впервые, или при смене
типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с
требованиями Инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
4.6. Испытание и исследование скважин
4.6.1. Газовые, нефтяные и газоконденсатные скважины должны
испытываться по плану, утвержденному главным инженером и главным
геологом нефтегазодобывающего предприятия. В плане должен быть
указан допустимый предел снижения давления, гарантирующий от смятия
эксплуатационную колонну.
4.6.2. Испытание скважины должно производиться в дневное время
под руководством ответственного лица из числа специалистов и с
соблюдением действующих инструкций.
4.6.3. Перед началом работ по испытанию скважины должно быть
проверено наличие акта об опрессовке на прочность и герметичность
фонтанной арматуры.
4.6.4. На центральной задвижке фонтанной арматуры должен быть
установлен штурвал со штоком длиной не менее 10 м, направленный в
сторону, противоположную направлению струи. Штурвал должен быть
защищен навесом, а подход к нему - свободен. Все задвижки арматуры
должны иметь маховики и указатели "Открыто", "Закрыто".
4.6.5. Для испытания скважины, оборудованной фонтанной
арматурой тройникового типа, должна прокладываться от нижней струны
арматуры линия, предназначенная для установки диафрагменного
измерителя критического течения (прувера), а от верхней струны -
продувочная линия. Если фонтанная арматура крестового типа, то от
одной струны должна быть проложена пруверная линия, а от другой -
продувочная. Пруверная и продувочная линии должны быть опрессованы
на полуторакратное максимальное давление, ожидаемое при испытании
скважин. Результаты опрессовки оформляются актом.
4.6.6. Пруверная линия должна быть укреплена не менее чем на
двух опорах, одна из которых устанавливается на конце линии у
прувера.
4.6.7. Пруверная линия должна состоять из одной
насосно-компрессорной трубы длиной 6-8 м и диаметром не менее
диаметра арматуры. Труба должна быть прямолинейной и установлена
строго горизонтально.
4.6.8. Манометры для измерения давлений в прувере и затрубном
пространстве должны быть регистрирующими, установлены на общем щите,
вынесенном в безопасное и удобное для наблюдения место.
4.6.9. Для смены диафрагм и наблюдения за показаниями
термометра около прувера должна быть сооружена площадка с
лестницей.
4.6.10. Продувочная линия должна монтироваться из труб
диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и иметь длину не
менее 100 м. На конце трубопровода должен быть установлен тройник со
штуцером. Продувочные линии должны быть надежно укреплены хомутами к
якорям.
4.6.11. Фонтанная арматура в случаях, когда ожидается бурное
нефтегазопроявление и возникает опасность ее раскачивания, должна
быть укреплена анкерными болтами и оттяжками. При отсутствии вышки
оттяжки должны крепиться к специальным якорям, заглубленным в грунт.
4.6.12. На время испытания на всех дорогах, проходящих вблизи
скважины или идущих к ней, на расстоянии не менее 250 м (в
зависимости от направления и силы ветра) должны быть выставлены
посты и установлены предупредительные знаки, запрещающие проезд,
курение и разведение огня.
4.6.13. При продувке скважины и производстве замеров двигатели
автомобилей, тракторов и другой техники, находящихся возле скважины,
должны быть заглушены, а топки котлов потушены.
4.6.14. Открывать и закрывать задвижки фонтанной арматуры
должны двое рабочих под непосредственным руководством ответственного
работника из числа специалистов. Задвижки на пруверной и продувочной
линиях следует открывать плавно и медленно.
4.6.15. Перед открытием задвижки на одной из струн все
работающие, кроме находящихся у задвижек, должны быть удалены от
устья скважины, пруверной и продувочной линий на безопасное
расстояние.
4.6.16. Снимать показания термометра разрешается только после
полного открытия задвижки на пруверной линии.
4.6.17. Перед началом исследования следует открыть все задвижки
на арматуре выше трубной головки, за исключением крайних задвижек на
струнах.
4.6.18. Для замеров и продувки следует пользоваться только
крайними задвижками на струнах, открывая или закрывая их полностью.
При смене диафрагм следует открывать задвижку на продувочной линии и
одновременно закрывать задвижку на пруверной линии. Работа через
не полностью открытую задвижку запрещается.
4.6.19. Запрещается подходить к пруверу со стороны диафрагмы во
время истечения струи газа, а также при внезапном прекращении ее.
4.6.20. Манометры должны устанавливаться на стальных
трехходовых кранах или на игольчатых вентилях.
4.6.21. Шланговый кабель эхолота должен подключаться к
электросети посредством штепсельного соединения.
4.6.22. До присоединения регистратора эхолота к электросети его
следует заземлить. В качестве заземляющего проводника должна быть
использована отдельная жила гибкого медного кабеля сечением не менее
1,5 кв.мм, присоединяемого к заземляющему устройству.
4.6.23. Перед эхометрированием необходимо снизить давление в
эксплуатационной колонне до атмосферного.
4.6.24. Запрещается работа с эхолотом от электросети
напряжением 220 В во влажных местах и в сырую погоду без
диэлектрических бот или галош.
4.6.25. При подключении волномера, эхолота к устьевой арматуре
запрещается производить монтаж в случае, если:
неисправно, либо загрязнено твердыми нефтяными отложениями
место подключения волномера;
не полностью закрыто либо неисправно (пропускает газ) крановое
(вентильное устройство), разъединяющее затрубное пространство
скважины с атмосферой;
повреждены или не полностью закручены резьбовые соединения
волномера;
не отстегнуты ремни крепления сильфона.
4.6.26. Перед началом работ волномер должен быть опрессован на
полуторакратное рабочее давление.
4.6.27. Наружный диаметр уплотнительного резинового кольца
волномера после его установки в канавку должен превышать диаметр
цилиндра на 0,4-1,0 мм.
4.6.28. Сдвиг втулок при создании импульса необходимо
производить жесткой тягой-толкателем длиной 1,5 м; тяга-толкатель
перед производством импульса должна быть надежно прикреплена к ручке
волномера.
4.6.29. При создании импульса необходимо находиться в
безопасной зоне с тыльной стороны волномера, за угловым вентилем.
4.6.30. Необходимо периодически проверять состояние резьбовых
соединений волномера. При износе и повреждении резьбовых соединений
его эксплуатация запрещается.
4.6.31. Пороховая хлопуша эхолота должна иметь
сетку-пламегаситель, установленную между патрончиком с ударником и
отверстием для подключения к скважине.
4.6.32. В помещении, где производится зарядка гильз эхолота,
запрещается курить, применять открытый огонь и находиться лицам,
непосредственно не связанным с этой работой.
4.6.33. Перед началом динамометрирования включенный в подвеску
динамограф следует прикрепить к канатной подвеске цепочкой
динамографа.
4.6.34. При исследовании фонтанных, насосных и компрессорных
скважин лебедку для глубинных измерений следует устанавливать с
наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины
так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец
скважины с роликом или лубрикатор. Спускать глубинные приборы при
неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика
во время подъема глубинного прибора дальнейший подъем должен
осуществляться ручным приводом.
4.6.35. Глубинные измерения в работающих фонтанных, насосных и
компрессорных скважинах допускаются только с применением
специального лубрикатора, оборудованного самоуплотняющимся
сальником, манометром, отводом с трехходовым краном или заменяющим
его устройством. Перед эксплуатацией каждый лубрикатор должен быть
опрессован на полуторакратное рабочее давление и по результатам
опрессовки составлен акт.
4.6.36. Для глубинных измерений в фонтанных, насосных и
компрессорных скважинах возле устьевой арматуры должна быть
подготовлена рабочая площадка, отвечающая требованиям п.1.8
настоящих Правил.
4.6.37. В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора глубинный
прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную
задвижку. Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора
давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное
устройство, установленное на отводе.
4.6.38. При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с
ручным приводом следует включить храповое устройство.
4.6.39. При спуске и подъеме глубинного прибора запрещается
подходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками.
4.7. Эксплуатация нагнетательных скважин
4.7.1. Арматура устья нагнетательных скважин должна выбираться
в зависимости от максимального ожидаемого давления нагнетания.
4.7.2. Все нагнетательные скважины, независимо от
физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться
колонной насосно-компрессорных труб и при необходимости пакером,
обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от
воздействия на него закачиваемого агента.
4.7.3. Арматура до установки на устье нагнетательной скважины
должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление,
предусмотренное паспортом, а после установки на устье опрессовочным
давлением, допустимым для опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
4.7.4. Устьевая арматура нагнетательных скважин должна
позволять производить их глушение и исследование, а также вести
контроль за давлениями: буферным, линейным, в затрубном и
межколонном пространствах.
4.7.5. С целью исключения замерзания воды в арматуре
нагнетательных скважин и системе нагнетания необходимо предусмотреть
при длительных простоях полную замену рабочего агента на
незамерзающую жидкость.
4.8. Работы по депарафинизации скважин, труб и оборудования
4.8.1. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок
перед депарафинизацией труб в скважине должны быть:
оборудованы предохранительным и обратным клапанами;
опрессованы перед проведением работ в скважине на
полуторакратное давление от ожидаемого максимального давления, но не
выше давления, указанного в паспорте установки.
4.8.2. Передвижные установки депарафинизации допускается
устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с
наветренной стороны.
4.8.3. Выхлопная труба от двигателя теплогенерирующей установки
должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и выведена вверх с
таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попадали в кабину.
4.8.4. При тепловой обработке выкидных нефтелиний от скважин не
допускается применение резиновых шлангов для подачи теплоносителя.
4.8.5. При пропаривании выкидной линии запрещается нахождение
людей у устья скважины и у линии.
4.8.6. Шланг для подачи пара при депарафинизации
насосно-компрессорных труб, уложенных в стеллаж, должен быть
оборудован специальным наконечником.
4.8.7. Розжиг парового котла, а также котла для нагрева нефти
должен производиться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации
установки.
4.8.8. Запрещается во время работы парогенераторной установки
поручать обслуживающему персоналу выполнение работ, не относящихся к
обслуживанию установки.
4.8.9. Депарафинизация подземного оборудования с помощью
скребков должна осуществляться с применением лубрикаторов,
установленных на фонтанной арматуре.
4.8.10. Спуск скребка осуществлять лебедкой с ручным или
механизированным приводом.
4.8.11. Проволока, на которой производится спуск скребка,
должна пропускаться через ролик, укрепленный на лубрикаторе.
4.8.12. При работе с лубрикатором должны выполняться требования
п.п.4.6.34-4.6.39 настоящих Правил.
4.8.13. До закачки растворителей парафина в скважину
нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное
ожидаемое давление. На линии должен быть установлен обратный
клапан.
4.8.14. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки
растворителей в скважину. При необходимости ремонта коммуникаций
следует прекратить закачку растворителей парафина, снизить давление
до атмосферного, а коммуникации промыть водой.
4.8.15. Сосуды для хранения и транспортирования растворителей
парафина и запорные устройства к ним должны быть герметичными.
4.8.16. На месте работы с растворителями парафина должен быть
необходимый запас воды.
4.8.17. После окончания работ по закачке растворителей парафина
в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть
водой.
4.9. Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи
нефти
4.9.1. Общие требования
4.9.1.1. Работы по нагнетанию в скважину кислот, химреагентов,
газа, пара и других агентов с целью воздействия на призабойную зону
и увеличения нефтеотдачи пласта проводятся по плану, утвержденному
главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего
управления. В плане должны быть указаны порядок подготовительных
работ, схема размещения оборудования и спецтехники, технология
ведения процесса, мероприятия, обеспечивающие безопасность ведения
работ, ответственный руководитель работ.
4.9.1.2. Технологические обработки скважин (закачка
химреагентов, ПАВ, пара, горячей нефти и нефтепродуктов, воды и др.)
в целях предотвращения отложения солей и парафина в оборудовании
скважин проводятся в соответствии с инструкциями по безопасности
труда для этих работ.
4.9.1.3. Нагнетательная система после сборки до начала закачки
должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее
давление.
4.9.1.4. При гидравлических испытаниях оборудования и
нагнетательной системы обслуживающий персонал должен быть удален за
пределы опасной зоны.
4.9.1.5. Перед началом работ по закачке реагентов, воды и после
временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии
в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных
пробок. Отогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.
4.9.1.6. Ведение работ по обработке призабойной зоны и
интенсификации притока в скважинах с негерметичными колонными и
заколонными перетоками запрещается.
4.9.1.7. Насосные агрегаты необходимо устанавливать не менее
чем на 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не
менее 1 м. Другие агрегаты, применяемые для выполнения
технологического процесса (компрессор, парогенераторная установка
ППУ и др.) должны устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от
устья скважины.
4.9.1.8. Технология проведения работ и исполнение агрегатов
должны предусматривать меры по исключению возможности образования
взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.
4.9.1.9. Устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих
скважин должны быть герметизированы, должна обеспечиваться закрытая
система сбора нефти и газа и отвод отсепарированного газа.
4.9.1.10. Управление насосным агрегатом должно осуществляться
со специального пульта, оборудованного контрольно-измерительными
приборами и средствами регистрации расхода и давления.
4.9.1.11. Выкидная линия от предохранительного устройства
насоса должна быть выведена на прием насоса.
4.9.1.12. Выхлопные трубы агрегатов должны быть снабжены
искрогасителями.
4.9.2. Закачка химреагентов
4.9.2.1. Работы по закачке химреагентов должны выполняться в
очках и спецодежде, стойких к воздействию химреагентов и в
соответствии с требованиями Инструкции по применению данного
реагента.
4.9.2.2. На месте проведения работ по закачке агрессивных
химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:
- запас чистой пресной воды;
- нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь,
хлорамин).
4.9.2.3. Остатки химреагентов должны собираться и доставляться
в специально отведенное место, оборудованное для утилизации и
уничтожения.
4.9.2.4. После закачки химреагентов или других вредных веществ
до разборки нагнетательная система агрегата должна прокачиваться
объемом инертной жидкости, достаточным для промывки нагнетательной
системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в
сборную емкость.
4.9.3. Обработка скважин кислотами
4.9.3.1. Кислотная обработка скважин должна осуществляться
подготовленной бригадой под руководством мастера или другого
инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным
инженером и главным геологом предприятия.
4.9.3.2. Емкость для хранения кислоты на базовых складах должна
быть снабжена поплавковыми уровнемерами и переливными трубками для
отвода избытка кислоты.
4.9.3.3. Емкости базисных складов должны быть оборудованы
перекачивающими средствами для слива кислоты из цистерн и налива ее
в передвижные емкости (автоцистерны).
4.9.3.4. На базовых складах кислота должна храниться в
стандартных емкостях с антикоррозийным покрытием.
4.9.3.5. Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть
закрыты специальными щитками, которые можно снимать только во время
ремонта.
4.9.3.6. Слив кислоты с емкостей (автоцистерн) должен быть
механизирован.
4.9.3.7. Сосуды для хранения и транспортирования кислот и
замерные устройства к ним должны быть кислотостойкими и
герметичными.
4.9.3.8. На крыше мерника, используемого для приготовления
раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для
залива кислоты, другое для отвода ее паров; у отверстий должны
иметься козырьки или защитные решетки.
4.9.3.9. При отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник
разрешается подавать кислоту в бутылях. Для налива кислоты из
бутылей в мерник должна быть оборудована площадка, позволяющая
работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам
с перилами в корзинах или специальных деревянных ящиках.
4.9.3.10. Для закачки раствора кислоты в скважину
нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное
ожидаемое рабочее давление. На линии должен быть установлен обратный
клапан.
4.9.3.11. Запрещается ремонтировать коммуникации во время
закачки раствора кислоты в скважину.
При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10 |
Стр.11 |
Стр.12 |
Стр.13
|
