Стр. 7
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
При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить
закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации
промыть водой.
4.9.3.12. На месте работы с кислотами должен быть необходимый
запас воды и других нейтрализующих средств в зависимости от вида
применяемых кислот.
4.9.3.13. Запрещается производить закачку кислоты при силе
ветра более 12 м/с при тумане и в темное время суток.
4.9.3.14. После окончания работ по закачке кислоты в скважину
оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.
4.9.4. Тепловая обработка
4.9.4.1. Парогенераторные и водогрейные установки должны быть
оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления
и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного
газа в случаях нарушения технологического процесса.
4.9.4.2. При прокладке трубопроводов от стационарных установок
к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их
эксплуатации должны соблюдаться требования Правил устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
4.9.4.3. Расстояние от парораспределительного пункта или
распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины
должно быть не менее 25 м.
4.9.4.4. В аварийных случаях работа парогенераторной и
водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен
действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.
4.9.4.5. На линии подачи топлива в топку парогенератора
предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива
при погасании пламени в топке, а также при прекращении подачи воды.
4.9.4.6. Тепловая обработка призабойной зоны скважин
производится после установки термостойкого пакера при давлении
теплоносителя, не превышающем максимально допустимое для
эксплуатационной колонны.
4.9.4.7. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен
в сторону, свободную от пребывания людей и техники.
При закачке теплоносителя (если установлен пакер) задвижка на
отводе от затрубного пространства должна быть открыта.
4.9.4.8. При температуре теплоносителя более 200 градусов
Цельсия колонна насосно-компрессорных труб должна иметь
теплоизоляцию.
4.9.4.9. В необходимых случаях на устье скважины должно быть
устройство, компенсирующее удлинение колонны насосно-компрессорных
труб от температуры.
4.9.5. Обработка горячими нефтью, нефтепродуктами, паром
4.9.5.1. Агрегаты для подогрева нефти, нефтепродуктов и пара
должны располагаться не ближе 25 м от устья скважин с подветренной
стороны.
4.9.5.2. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, участвующих
в технологических обработках скважин, должны быть оборудованы
искрогасителями.
4.9.5.3. Агрегаты должны соединяться с устьевой арматурой
специальными трубами высокого давления, не имеющими сварных швов и
элементов не заводского исполнения.
4.9.5.4. На нагнетательных линиях агрегатов для технологических
обработок скважин должны быть установлены манометры,
предохранительные и обратные клапаны.
4.9.5.5. Перед началом работ нагнетательные линии агрегатов
должны быть опрессованы давлением, равным полуторакратному от
максимального рабочего в процессе обработки, но не превышающего
допустимое, указанное в паспорте агрегата.
4.9.5.6. Во время опрессовки коммуникаций и при закачке горячих
агентов запрещается нахождение рабочих в опасной зоне (ближе 10 м).
4.9.5.7. Розжиг топлива на агрегатах АДПМ и ППУ производить
только после долива скважины до устья и восстановления устойчивой
циркуляции, т.е. при поглощении жидкости скважиной и создании
противодавления нагнетательной линии 20-30 кгс/кв.см.
4.9.5.8. Во время проведения процессов технологических
обработок скважин необходимо постоянно вести контроль за давлением,
температурой и расходом технологического агента, а также состоянием
напорных трубопроводов и коммуникаций.
4.9.5.9. При отклонении от номинальных параметров или выявлении
неисправностей необходимо остановить работы, снизить давление в
напорном трубопроводе до атмосферного, выяснить причины отложений,
неисправностей и после их устранения возобновить работы.
4.9.6. Гидравлический разрыв пласта
4.9.6.1. Гидравлический разрыв пласта производится под
руководством ответственного специалиста по плану, утвержденному
главным инженером и главным геологом предприятия.
4.9.6.2. При проведении гидравлического разрыва пласта, когда
давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной
колонны, следует производить пакерование колонны.
4.9.6.3. Места установки агрегатов для гидроразрыва пластов
должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от
посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и
прокладке коммуникаций.
4.9.6.4. Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть
установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и
расставлены так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 м, а
кабины их не были обращены к устью скважины.
4.9.6.5. Перед проведением гидроразрыва пласта в
глубиннонасосных скважинах необходимо отключить привод
станка-качалки, затормозить редуктор, а на пусковом устройстве
двигателя вывесить плакат "Не включать! Работают люди". Балансир
станка-качалки следует демонтировать или установить в положение, при
котором можно беспрепятственно установить заливочную арматуру и
произвести обвязку устья скважины.
4.9.6.6. Перед проведением гидравлического разрыва пласта
талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к
ноге спуско-подъемного сооружения.
4.9.6.7. Агрегат должен соединяться с устьевой арматурой
специальными трубами высокого давления.
4.9.6.8. На устьевой арматуре или на нагнетательных линиях
должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские
тарированные предохранительные устройства и манометры.
4.9.6.9. Выкид от предохранительного устройства на насосе
должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
4.9.6.10. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве
пласта к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и
регистрирующий манометры, вынесенные на безопасное расстояние.
4.9.6.11. После окончания обвязки устья скважины следует
опрессовать нагнетательные трубопроводы на полуторакратное давление
от ожидаемого максимального при гидравлическом разрыве пласта.
4.9.6.12. При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки
устья скважины, а также проведении процесса гидроразрыва
обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны.
4.9.6.13. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых
при работах по гидроразрыву, должны быть снабжены искрогасителями.
4.9.6.14. Во время работы агрегатов не допустимо ремонтировать
их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов.
4.9.6.15. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой
арматуры следует закрыть задвижку на ней и снизить давление в
трубопроводах до атмосферного.
4.9.6.16. Остатки жидкости разрыва и нефти должны спиваться из
емкостей агрегатов и автоцистерн в специальную емкость.
4.9.6.17. В зимнее время после временной остановки работ
следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в
трубопроводах. При необходимости подогревать систему нагнетательных
линий горячей водой или паром.
4.9.6.18. При гидравлическом разрыве пластов с применением
кислоты и щелочных растворов надлежит руководствоваться
требованиями, изложенными в п.4.9.3 "Обработка скважин кислотами", а
при применении радиоактивных изотопов - в п.1.15 "Требования
радиационной безопасности".
4.9.6.19. При гидропескоструйной перфорации должны выполняться
требования, изложенные в настоящем подразделе.
4.10. Текущий и капитальный ремонт скважин
4.10.1. Общие требования
4.10.1.1. Работы по ремонту скважин должны проводиться
специализированной бригадой по плану работ, утвержденному главным
инженером и главным геологом управления.
В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ,
схема размещения оборудования, технология проведения процесса,
мероприятия, обеспечивающие безопасность труда и охрану окружающей
среды, ответственный руководитель работ.
4.10.1.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после
ремонта должны проводиться по акту.
4.10.1.3. Передвижные агрегаты для текущего и капитального
ремонта скважин должны быть оснащены механизмами для свинчивания и
развинчивания труб и штанг и приспособлениями, обеспечивающими
безопасность ремонтных работ на скважинах (в соответствии с
"Нормативами оснащенности").
4.10.1.4. Агрегаты должны быть оборудованы аварийным освещением
во взрывобезопасном исполнении, световой или звуковой сигнализацией.
Допускается применение обоих видов сигнализации на одном агрегате.
4.10.1.5. Органы управления спуско-подъемными операциями
агрегата должны быть сосредоточены на самостоятельном пульте,
снабженном необходимыми контрольно-измерительными приборами,
расположенными в безопасном месте и обеспечивающем видимость вышки,
мачты, гидравлических домкратов, лебедки и других механизмов,
установленных на агрегате.
4.10.1.6. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на
специальной площадке, которая должна иметь надежные опоры или
приспособления для крепления подъемника и располагаться с
наветренной стороны с учетом господствующего направления ветра.
4.10.1.7. Перед демонтажом фонтанной арматуры скважина должна
быть заглушенной, а в затрубном и трубном пространстве давление
должно быть снижено до атмосферного. Скважина, в продукции которой
имеется сероводород, должна быть заглушена жидкостью, содержащей
нейтрализатор сероводорода.
4.10.1.8. Устье скважины с возможным нефтегазопроявлением на
период ремонта оснащается противовыбросовым оборудованием в
соответствии с планом работ.
4.10.1.9. Ремонт скважин в кусте без остановки соседней
скважины может быть допущен при условии осуществления и
использования специальных мероприятий и технических средств,
предусмотренных планом производства работ.
4.10.1.10. При ремонте глубиннонасосных скважин в кусте с
расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина
должна быть остановлена, при необходимости заглушена.
4.10.1.11. Перед началом ремонтных работ в глубиннонасосных
скважинах головка балансира станка-качалки должна быть опрокинута
назад или отведена в сторону. Откидывание и опускание головки
балансира, а также снятие и надевание канатной подвески должны
производиться при помощи приспособлений, исключающих необходимость
подъема рабочего на балансир станка-качалки.
4.10.1.12. Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту
вышек и мачт в ночное время при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во
время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане
видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.
4.10.1.13. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15
м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с
видимостью менее 50 м должны быть приостановлены.
4.10.1.14. При обнаружении нефтегазопроявлений должно быть
закрыто противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать
в соответствии с планом ликвидации аварий.
4.10.1.15. Установка должна быть укомплектована
электроосвещением. Освещение рабочих мест и оборудования в темное
время суток должно быть не менее 25 лк. Электроосвещение должно быть
во взрывозащищенном исполнении.
4.10.1.16. Грузоподъемность агрегата должна соответствовать
максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта скважины.
4.10.1.17. В случаях, когда нагрузка превышает допустимую для
вышки или мачты, должны применяться гидравлические домкраты.
4.10.1.18. Рабочая площадка у устья скважины должна иметь
размер не менее 4х6 м при оборудовании скважины вышкой и не менее
3х4 м при оборудовании скважины мачтой. Мостки должны иметь размеры,
обеспечивающие укладку труб и штанг, необходимых для ремонта данной
скважины.
4.10.1.19. Мостки оборудуются беговой дорожкой шириной не менее
одного метра. Толщина досок настила рабочей площадки или беговой
дорожки должна быть не менее 50 мм.
4.10.1.20. Длина мостков и стеллажей должна обеспечить
свободную укладку труб и штанг без свисания их концов. В случае
возвышения мостков над уровнем земли более чем на 0,5 м с них должны
быть устроены сходни.
4.10.1.21. Для предотвращения раскатывания труб и штанг
стеллажи оборудуются предохранительными стойками.
4.10.1.22. При капитальном ремонте скважин с применением
бурового инструмента надлежит руководствоваться соответствующими
требованиями раздела "Строительство нефтяных и газовых скважин"
настоящих Правил.
4.10.1.23. Запрещается без индикатора веса включать лебедку
агрегата (подъемника) при работах, связанных со спуско-подъемными
операциями и другими работами по извлечению аварийного оборудования
из скважины.
4.10.1.24. Агрегаты (подъемники) для ремонта скважин один раз в
три года должны подвергаться испытаниям нагрузкой в соответствии с
паспортными данными завода-изготовителя.
4.10.2. Спуско-подъемные операции
4.10.2.1. При отвинчивании полированного штока или соединении
его со штангами устьевой сальник должен прикрепляться к штанговому
элеватору.
4.10.2.2. В случаях заклинивания плунжера глубинного насоса
насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым
ключом.
4.10.2.3. Запрещается оставлять нагруженную талевую систему на
весу при перерывах в работе по подъему или спуску труб и штанг.
4.10.2.4. При работе без механических ключей штанги или трубы
следует спускать в эксплуатационную колонну через направляющую
воронку.
4.10.2.5. При развинчивании и свинчивании штанг подъемный крюк
должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и
исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадение штропов.
4.10.2.6. При подъеме труб или штанг с мостков и при подаче их
на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх. Штыри,
вставляемые в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.
4.10.2.7. При выбросе труб на мостки свободный конец их должен
устанавливаться на скользящую подкладку (салазки, лотки и др.).
4.10.2.8. Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается
производить только по одной штанге.
4.10.2.9. При использовании механизма для свинчивания и
развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть
расположен на высоте 0,4-0,5 м от пола площадки.
4.10.2.10. Механизм для свинчивания и развинчивания труб на
устье скважины должен устанавливаться при помощи талевой системы и
монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом
фланце.
4.10.2.11. Захватывающий ключ механизма для свинчивания и
развинчивания труб и штанг должен устанавливаться или сниматься с
трубы или штанги только после полной остановки механизма.
4.10.2.12. При спуско-подъемных операциях лебедку подъемника
следует включать и выключать только по сигналу бурильщика.
4.10.2.13. Выброс на мостки и подъем с них
насосно-компрессорных труб диаметром более 60 мм разрешается
производить двухтрубками, если длина каждой двухтрубки не превышает
длины подъема талевого блока от устья скважины до точки срабатывания
системы противозатаскивателя.
4.10.2.14. При спуске труб двухтрубками средняя муфта должна
докрепляться.
4.10.2.15. При спуско-подъемных операциях (СПО) с
электроцентробежными, винтовыми или диафрагменными насосами
кабельный ролик должен подвешиваться к ноге или поясу мачты при
помощи цепи и страховаться стальным тросом.
4.10.2.16. Рабочие, занятые в операции по подвешиванию ролика,
должны работать с площадки или надеть предохранительный пояс.
Запрещается подвешивать ролик на пеньковом канате.
4.10.2.17. Кабель, пропущенный через ролик, при
спуско-подъемных операциях не должен задевать элементов мачты.
4.10.2.18. К ноге мачты должен быть прикреплен отводной крючок
для отвода и удержания кабеля при свинчивании и развинчивании труб.
4.10.2.19. Скорость СПО с погружными центробежными, винтовыми,
диафрагменными насосами должна обеспечиваться такой, чтобы во время
спуска или его подъема не повредить изоляцию кабеля.
4.10.2.20. При спуске или подъеме погружных насосов на фланце
крестовины фонтанной арматуры следует устанавливать приспособление,
предохраняющее кабель от повреждения элеватором.
4.10.2.21. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть
механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан
равномерными рядами.
4.10.2.22. Барабан, кабельный ролик и устье скважины должны
находиться в одной вертикальной плоскости, хорошо видны работающим.
В ночное время барабан с кабелем должен быть освещен.
4.10.2.23. Без исправного индикатора веса проводить
спуско-подъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные
с нагрузкой на мачту, независимо от глубины скважины, запрещается.
4.10.2.24. При обнаружении нефтегазопроявлений ремонтная
бригада выполняет работы согласно плану ликвидации возможных
аварий.
4.10.2.25. При длительных перерывах в работе по подъему и
спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. На устье
скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта
должно устанавливаться противовыбросовое оборудование.
4.10.3. Чистка и промывка песчаных и солевых пробок
4.10.3.1. При промывке песчаных или солевых пробок устье
скважины должно быть оборудовано герметизирующим устройством.
4.10.3.2. Промывочная жидкость должна иметь удельный вес,
обеспечивающий гидростатическое давление более или равное пластовому
давлению.
4.10.3.3. При прямой промывке песчаных или солевых пробок в
верхней части колонны НКТ необходимо установить обратный клапан.
4.10.3.4. Наращивание труб следует производить только после
разрядки давления во всей обвязке до атмосферного.
4.10.3.5. При обратной промывке выходящую из промывочных труб
струю жидкости следует отводить в промежуточную емкость при помощи
отводного шланга или жесткой линии.
4.10.3.6. Промывочные шланги должны иметь по всей длине
петлевую обвивку из мягкого металлического троса, прочно
прикрепленного к стояку и вертлюгу.
4.10.3.7. Промывку песчаных или солевых пробок нефтью
разрешается проводить только по замкнутому циклу.
Разрядку давления в промывочных трубах под обратным клапаном
необходимо осуществлять с помощью специального приспособления.
4.10.3.8. Допуск труб к песчаным и солевым пробкам и в процессе
промывки необходимо производить на минимальных скоростях с
постоянным контролем веса инструмента по гидравлическому измерителю
веса и показаниям давления на насосном агрегате.
4.10.3.9. Обслуживающий персонал должен контролировать наличие
песка или солевых кристаллов в выходящей струе.
4.10.3.10. При внезапных непредвиденных аварийных ситуациях во
время промывки следует находящиеся в скважине трубы приподнять до
первой муфты и посадить на элеватор, не прекращая циркуляции
промывочной жидкости.
4.11. Сбор и подготовка нефти и газа
4.11.1. Общие требования
4.11.1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки
нефти и газа, их аппаратурное оформление, техническое оснащение,
выбор типа отключающих и включающих устройств, места размещения
средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны
учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность
обслуживающего персонала и населения.
4.11.1.2. Объекты добычи и сбора нефти и газа (скважины, пункты
замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) должны иметь
рабочую и аварийную вентиляцию, вывод основных технологических
параметров на объекте на центральный диспетчерский пульт.
4.11.1.3. Объекты управления должны иметь сигнальные устройства
предупреждения отключения объектов и обратную связь с диспетчерским
пунктом.
4.11.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пульта объект
должен иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно
на объекте.
4.11.1.5. Внесение изменений в технологический процесс, схему,
регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты
может производиться только при наличии нормативно-технической и
проектной документации, согласованной с организацией-разработчиком
технологического процесса и проектной организацией-разработчиком
проекта. Реконструкция, подключение, замена элементов
технологической схемы без наличия утвержденного проекта не
допускается.
4.11.1.6. Оборудование, находившееся в контакте с сернистой
нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно
быть отключено, заполнено инертной средой и изолировано от
действующей схемы установкой заглушек.
4.11.1.7. При наличии в продукции скважин, технологических
аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или при
возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах,
нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях должны
быть разработаны необходимые меры защиты персонала от воздействия
этих веществ.
4.11.1.8. Персонал, обслуживающий установки, обязан знать их
схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры,
контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
4.11.1.9. Во время работы установки необходимо обеспечить
контроль за всеми параметрами технологического процесса (давлением,
температурой, уровнем продукта и т.д.).
4.11.1.10. Все аппараты и емкости под давлением выше 0,7 ати
должны эксплуатироваться в соответствии с Правилами устройства и
безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
4.11.1.11. Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей и
оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих
устройствах, при отсутствии и неисправности контрольно-измерительных
приборов.
4.11.1.12. Обслуживающий персонал обязан строго следить за
исправностью аппаратов, оборудования и контрольно-измерительных
приборов.
4.11.1.13. При обнаружении пропусков в аппаратах, оборудовании,
трубопроводах и арматуре для предотвращения воспламенения вытекающих
нефти и нефтепродуктов необходимо вывести аппарат из работы с
помощью запорной арматуры или остановить установку.
4.11.1.14. В случае загазованности участка на границе его
необходимо вывесить предупредительные надписи "Не входить",
"Газоопасно".
4.11.1.15. Запрещается производить какие-либо работы, связанные
с ударами, подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и
трубопроводах, находящихся под давлением, а также производить
набивку и подтяжку сальников на работающих насосах.
4.11.1.16. Изоляция горячих аппаратов, оборудования и
трубопроводов должна быть исправной. Температура на ее поверхности в
помещениях не должна превышать 45 градусов Цельсия, а на наружных
площадках 60 градусов Цельсия.
4.11.1.17. Эксплуатация горячих насосов разрешается при наличии
световой и звуковой сигнализации, срабатывающей в случае сброса
давления или при достижении нижнего предельного уровня продукта в
аппаратах и емкостях, из которых забирается продукт.
4.11.1.18. Запрещается работать с неисправной системой
охлаждения сальников и других частей горячих насосов.
4.11.1.19. Запрещается включать в работу горячие насосы без
предварительного их прогрева.
4.11.1.20. Запрещается работать с аварийным уровнем продуктов в
аппаратах и емкостях горячих насосов.
4.11.1.21. В случае неисправности системы пожаротушения и
систем определения взрывоопасных концентраций должны быть приняты
немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время
проведения ремонтных работ этих систем должны быть проведены
мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки, дальнейшая
эксплуатация установки должна быть согласована с пожарной охраной.
4.11.1.22. Аварийные трубопроводы, идущие от установок к
аварийной емкости, должны иметь постоянный уклон в сторону этой
емкости, по возможности прямолинейный, с минимальным количеством
отводов и поворотов и не иметь по всей длине задвижек.
4.11.1.23. Спуск горячих продуктов в аварийный резервуар без
предварительного впуска в него пара запрещается. Аварийный
трубопровод должен быть продут паром.
4.11.1.24. Аварийный резервуар должен периодически
освобождаться.
4.11.1.25. Отбор проб горячего продукта должен производиться
после предварительного его охлаждения в чистую и сухую металлическую
посуду с крышкой. Запрещается отбирать пробы без рукавиц и защитных
очков.
4.11.1.26. Отбор проб газа должен производиться с помощью
пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление газа в
аппарате. Запрещается пользоваться пробоотборниками с неисправными
игольчатыми вентилями и с просроченным сроком проверки. Проверка
вентилей производится не реже одного раза в шесть месяцев.
4.11.1.27. При наличии в отдельных случаях на аппаратах и
емкостях смотровых стекол таковые должны быть сделаны из
термостойкого стекла и иметь ограждающие кожухи.
4.11.1.28. При включении теплообменников в работу следует
сначала подавать менее нагретый продукт, затем постепенно подавать
более нагретый.
4.11.1.29. Отходящая от конденсаторов-холодильников вода не
должна содержать охлаждающего продукта. В случае наличия продукта
аппарат должен быть отключен.
4.11.1.30. Все оборудование, аппаратура и основные запорные
устройства должны иметь четко обозначенные номера, соответствующие
технологической схеме. На схеме должны быть нанесены подземные и
надземные трубопроводы и отражены все проведенные изменения.
4.11.1.31. Схема должна быть вывешена в операторной и других
местах, где находится обслуживающий персонал.
4.11.1.32. При прекращении работы установки на длительное время
должны быть приняты меры защиты аппаратов и трубопроводов от
коррозии, размораживания в зимний период времени и от образования в
них взрыво- и пожароопасных смесей.
4.11.1.33. Газ и пары нефтепродуктов из аппаратов, емкостей и
трубопроводов при их освобождении должны сбрасываться в газосборную
сеть или на факел.
4.11.1.34. Пуск установки должен производиться под руководством
ответственного инженерно-технического работника.
4.11.1.35. При пуске и эксплуатации установки необходимо
соблюдать требования технологического регламента.
4.11.1.36. Трубчатые печи должны быть снабжены сигнализацией,
срабатывающей при прекращении подачи жидкого или газообразного
топлива к форсункам или снижения давления его ниже установленных
норм.
4.11.1.37. Во время работы печи должен быть обеспечен контроль
за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи.
4.11.1.38. Запрещается держать открытыми дверцы камер двойников
во время работы печи.
4.11.1.39. Давление газа и жидкого топлива в топливных
трубопроводах должно регулироваться автоматически. На топливной
линии подачи газа должен быть установлен регулирующий клапан.
4.11.1.40. На топливной линии подачи газа должен быть
установлен запорный клапан, в операторной на щите - устройство,
сигнализирующее о прекращении горения форсунок.
4.11.1.41. На паропроводе, служащем для продувки змеевика печи
при остановках или аварии, должны быть установлены обратные клапаны
и по две запорные задвижки. Между задвижками необходимо
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
|
