Дополнительные требования к предупреждению ГНВП и открытого фонтанирования скважин, действия в случае аварии или чрезвычайной ситуации на ОПО МНГК 18 страница

1980. При цементировании скважин не допускается:

присутствие около заливочных агрегатов лиц, не связанных с их эксплуатацией;

ведение ремонтных работ на заливочных агрегатах, заливочных головках и трубопроводах, находящихся под давлением.

1981. В период ОЗЦ не допускается подход людей к цементированной скважине и проход по горной выработке мимо нее, кроме аварийных случаев. По обе стороны от цементированной скважины устанавливаются предупреждающие знаки.

На период ОЗЦ задвижка, установленная на устьевом оборудовании цементированной скважины, переводится в открытое положение.

Раскрепление обсадной колонны восстающих скважин проводится по истечении периода ОЗЦ.

1982. После окончания цементирования не допускается возникновение в заливочной системе давления, превышающего на 10 % рабочее давление.

1983. При выполнении работ по извлечению бурового инструмента из скважин и перекрытию трещин пакером люди, не связанные с выполнением этих работ, выводятся из горной выработки, где находится скважина, в горные выработки со свежей струей воздуха.

1984. Освоение скважин в нефтяных шахтах допускается только способами аэрации жидкости в скважине или нагнетания сжатого воздуха в нее.

Не допускается освоение скважин тартанием желонкой и свабированием (поршневанием).

Скважины в шахтах осваиваются только после установки и опрессовки устьевых арматур, предусмотренных проектной документацией на период эксплуатации скважин.

1985. Установленная на отводе к трапу задвижка снабжается указателями: «Открыто», «Закрыто». Рукоять задвижки находится со стороны свежей струи воздуха.

1986. Допускается при освоении подземной скважины спускать и поднимать НКТ при наличии около скважины задвижки с переводной катушкой и патрубком, выдерживающей максимальное давление в устье скважины.

В случае ГНВП в подземной скважине перекрывается на устье скважины задвижка с переводной катушкой и патрубком, а дальнейшие работы по освоению подземной скважины прекращаются.

Информация о ГНВП в подземной скважине передается горному диспетчеру нефтяной шахты.

1987. Установки с центробежными насосами комплектуются:

воздушным краном на корпусе насоса с отводом в емкость, предназначенным для выпуска воздуха при заливке насоса;

кожухом для ограждения соединительной муфты;

устройством для заливки насоса;

манометром с краном, задвижкой и обратным клапаном, установленными на напорном трубопроводе насоса в пределах видимости работника, обслуживающего насос.

Не допускается включение незалитого центробежного насоса.

1988. Поршневые, возвратно-поступательные, плунжерные насосы (далее - объемные насосы) оборудуются в пределах видимости работника, обслуживающего насос:

манометром, смонтированным на предохранительном устройстве;

предохранительными клапанами, рассчитанными на давление, превышающее на 10 % максимальное рабочее, с отводами, направленными в приемную емкость или в канавку;

пусковыми задвижками на нагнетательной и разгрузочной линиях;

обратными клапанами на нагнетательных линиях.

Не допускается пуск объемных насосов с закрытыми пусковыми задвижками.

1989. Напорные линии центробежных насосов, нагнетательные линии и компенсаторы давления объемных насосов после их установки или ремонта подвергаются гидравлической опрессовке. Данное оборудование должно выдерживать давление, не менее чем в 1,5 раза превышающее максимальное рабочее давление, развиваемое насосом.

Не допускается выполнять гидравлическую опрессовку поршневыми насосами.

Результаты гидравлической опрессовки оформляются актом.

1990. В насосной камере на видном месте вывешиваются:

схема обвязки насосов и соединения с трубопроводами и емкостями;

схема электроснабжения насосной камеры;

схема автоматизации насосных установок;

эксплуатационная документация изготовителя насосных установок и таблица управления задвижками.

1991. Насосные установки в начале рабочей смены осматриваются и подготавливаются к работе.

Перед осмотром и подготовкой к работе на пусковом аппарате вывешивается предупреждающий знак, а насосные установки, управляемые автоматически или дистанционно, переводятся на ручное управление.

Не допускается оставлять без контроля работающие насосные установки.

После окончания осмотра и подготовки насосной установки к работе ее управление переводится из ручного режима управления в автоматический или дистанционный режим управления.

1992. При ручном пуске и ручной остановке насосных установок проверяется положение соответствующих задвижек на нагнетательных и разгрузочных линиях.

1993. Во время эксплуатации насосов осуществляется контроль за их герметичностью. Течи в сальниках, торцовых уплотнениях насосов и соединениях трубопроводов устраняются.

1994. Подшипники насосов обеспечиваются смазкой в количестве, установленном эксплуатационной документацией изготовителя.

Не допускается перегрев подшипников насосов выше показателей, установленных эксплуатационной документацией изготовителя.

1995. При переключении с работающего насоса на резервный проверяются правильность открытия и закрытия задвижек рабочей и резервной насосной установки и готовность резервного насоса к пуску.

1996. При перекачивании жидкостей поршневыми насосами прекращение подачи проводится после остановки насоса или перевода потока в другую емкость.

1997. Не допускается на время перерыва монтажных или демонтажных работ оставлять в незакрепленном состоянии узлы монтируемого или демонтируемого насосного оборудования.

Не допускается использовать фундаменты насосных агрегатов в качестве опор для грузоподъемных устройств.

1998. Способы эксплуатации подземных добывающих скважин в нефтяных шахтах определяются проектной документацией, документацией по ведению работ

по добыче нефти и ТР.

1999. Прием добычных блоков к разработке осуществляется комиссией, состав которой определяется организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

Результат приемки оформляется актом, составленным по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

Акт приемки хранится в обособленном структурном подразделении весь период эксплуатации нефтяной шахты.

2000. При эксплуатации подземных скважин параметры теплоносителя, режим закачивания теплоносителя в пласт через нагнетательные скважины, контроль за работой нагнетательных скважин должны соответствовать технологическим режимам закачки теплоносителя в пласт через нагнетательные скважины, содержащимся в проектной документации, документации по ведению работ по добыче нефти, ТР.

2001. Обслуживание действующих нагнетательных и добывающих подземных скважин на участках добычи нефти осуществляется звеном рабочих в составе не менее двух человек по сменному маршруту.

Места и периодичность контроля параметров рудничной атмосферы лицами, обслуживающими действующие нагнетательные и добывающие подземные скважины, указываются в наряде.

2002. При глушении подземной скважины в горной выработке, из которой она пробурена, предусматривается комплект противоаварийного инструмента для перекрытия водяных фонтанов и комплект латунного или обмедненного вспомогательного инструмента.

2003. Нагнетательные и добывающие скважины оборудуются индивидуальными или групповыми запорными устройствами, позволяющими регулировать расход теплоносителя и отбор продукции.

2004. В структурных подразделениях, ведущих работы по добыче нефти, ведется журнал записи результатов испытаний, осмотров, проверки и ремонтов

«горячих» трубопроводов и устьев нагнетательных скважин по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

2005. Лица, ответственные за ежедекадный осмотр и контроль состояния «горячих» трубопроводов и нагнетательных скважин, назначаются организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. Результаты ежедекадного осмотра и контроля заносятся в журнал записи результатов испытаний, осмотров, проверки и ремонтов «горячих» трубопроводов и устьев нагнетательных скважин.

2006. Нагнетательная скважина или группа таких скважин оборудуется средствами измерения давления и температуры подаваемого в них теплоносителя.

Устьевое оборудование нагнетательных скважин, предназначенных для нагнетания в пласт воды с температурой ниже 40 °С, оснащается манометрами и расходомерами. Допускается установка одного манометра и расходомера на группу нагнетательных скважин.

2007. Если в качестве теплоносителя используется агрессивная пластовая вода, то для ее перекачивания применяется насосное оборудование, изготовленное из антикоррозийных высокопрочных материалов.

2008. Устьевая арматура нагнетательных скважин до установки ее на устье опрессуется в собранном виде на пробное гидравлическое давление. Перед пуском в эксплуатацию обвязка насосов подвергается опрессовке и должна выдерживать давление, не менее чем в 1,5 раза превышающее максимальное рабочее давление, развиваемое насосом.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2009. На отводах от подземного магистрального паропровода к группе нагнетательных скважин устанавливается запорная арматура.

2010. Контроль за процессом закачивания теплоносителя в пласт осуществляется оператором по добыче нефти.

Режим закачивания теплоносителя в пласт через нагнетательные скважины определяется руководителем структурного подразделения, ведущего работы

по добыче нефти.

2011. Свабирование (поршневание) и тартание в добывающих скважинах допускается применять после первого их ремонта.

Допускается эксплуатация добывающих скважин свабированием или тартанием после их освоения только на истощенных продуктивных пластах.

2012. При компрессорной (эрлифтной) эксплуатации в качестве рабочего агента применяется сжатый воздух из общешахтной сети, а в нефтяных шахтах I группы опасности по углеводородным газам - и от передвижных компрессорных установок.

2013. На линиях сжатого воздуха от передвижных компрессоров в самых пониженных местах устанавливаются масловодоотделители, оборудованные автоматической или ручной продувкой. Линии продувки выводятся в горные выработки с исходящей струей воздуха и направляются в канавку.

На линиях сжатого воздуха от передвижных компрессоров между масловодоотделителями и распределительными батареями устанавливаются обратные клапаны, конструкция которых исключает возможность скопления в них масла.

2014. Приемные воздушные коллекторы передвижных компрессоров устраиваются в специальных камерах или горных выработках и имеют фильтры для очистки воздуха от механических примесей.

Передвижной компрессор останавливается при возникновении возможности попадания углеводородных газов и паров жидких углеводородов в его приемный воздушный коллектор.

2015. При продувании скважин ведется наблюдение за давлением и температурой на линиях сжатого воздуха от передвижных компрессоров. Не допускается продувание промежуточных холодильников.

2016. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на добывающих скважинах стационарно устанавливаются отводы с трехходовыми кранами для включения манометров.

2017. Возможность применения поверхностно-активных веществ

при компрессорной эксплуатации добывающих скважин определяется ТР.

2018. При эксплуатации группы скважин, обслуживаемых одной погружной гидропоршневой насосной установкой, на нагнетательной линии насоса устанавливается электроконтактный манометр и предохранительный клапан, отвод которого выведен под уровень рабочей жидкости насоса в емкости.

2019. Перед пуском погружной гидропоршневой насосной установки нагнетательная линия насоса со всеми отводами к добывающим скважинам, устьевая арматура и обсадные колонны добывающих скважин испытываются и должны выдерживать давление, не менее чем в 1,5 раза превышающее максимальное рабочее давление, развиваемое насосом.

2020. Гидропоршневая насосная установка запускается в работу после проверки исправности электроконтактного манометра при открытых запорных устройствах на линиях всасывания и нагнетания насоса и на перепускной линии.

Давление в напорной системе создается после установления нормальной работы оборудования, установленного в технологической линии транспорта нефти.

2021. При остановке гидропоршневой насосной установки давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.

2022. Для спуска и подъема гидропоршневые насосные установки оборудуются подъемниками.

До спуска или подъема гидропоршневых насосных установок давление в устьях добывающих скважин снижается до атмосферного.

2023. Сброс газовоздушной смеси из эрлифтных скважин осуществляется в специальный газоотвод.

2024. Гидропоршневые насосные установки обслуживаются не менее чем двумя рабочими.

2025. Перед разборкой устьевой арматуры давление в кольцевом и затрубном пространстве скважин снижается до атмосферного.

2026. Вырезка труб в скважине выполняется под руководством работника обособленного структурного подразделения.

2027. Не допускается оставлять колонну труб на весу при перерывах в работе

уп

по подъему или спуску труб и штанг.

2028. При выбросе трубы на площадку или пол свободный конец ее устанавливается на скользящую подкладку.

Выброс и подъем штанг и труб проводится по одной трубе или штанге.

2029. При чистке песчаных пробок желонкой используется крюк, не вызывающий искр при трении, ящик-отбойник с «подушкой», сточный желоб и шланг от водяной линии.

Не допускается опорожнять желонку непосредственно на пол рабочей площадки.

Не допускается чистка желонкой песчаных пробок в фонтанных и (или) выделяющих газ или пар скважинах.

2030. На насосе промывочной установки устанавливаются манометр и предохранительное устройство. Выкидная линия от предохранительного устройства направляется в канавку и закрепляется.

2031. При промывке пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, устанавливается противовыбросовая задвижка на устье скважины или герметизирующее устройство - на промывочных трубах.

Для промывки пробок в скважинах применяется промывочная жидкость с удельным весом, при котором обеспечивается гидростатическое давление жидкости в скважине, равное пластовому давлению.

2032. Очистка труб от отложений парафина осуществляется методом пропаривания.

2033. На паропроводе предусматривается предохранительный клапан с отводом, исключающий возможность ожога паром людей.

2034. При пропаривании скважины не допускается нахождение людей вблизи ее устья.

2035. Шланг для подачи пара в НКТ оборудуется специальными наконечниками.

2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.

2037. При ремонте одной из нагнетательных скважин в камере или галерее остальные нагнетательные скважины, выходящие из этой горной выработки, останавливаются.

Общие требования к транспорту теплоносителя, нефти, воды, попутного
нефтяного газа и сжатого воздуха в горных выработках

2038. Устройство, монтаж и эксплуатация поверхностных и подземных шахтных воздушных компрессорных установок, воздухопроводов и воздухосборников, масловодоотделителей и концевых охладителей проводятся в соответствии с требованиями правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, установленных Ростехнадзором.

2039. Технология комплекса сбора, транспорта, подготовки нефти, попутного нефтяного газа и воды в подземных горных выработках нефтяных шахт обеспечивает:

сбор продукции добывающих скважин в емкости добычных блоков;

сепарацию нефтяных газов (газового конденсата) в газосепараторах и отвод их по газосборной сети шахты на шахтную поверхность для шахт II группы опасности по углеводородным газам;

выделение в сборных емкостях добычных блоков крупнозернистых и среднезернистых механических примесей из продукции добывающих скважин;

закрытый транспорт нефтеводяной эмульсии от емкостей добычных блоков до участковых нефтеловушек, центральных нефтеловушек;

отстой и разделение нефти и воды со сбросом их в предназначенные для этого емкости;

закрытый транспорт нефти непосредственно на установку подготовки нефти на шахтной поверхности;

транспорт излишков воды с нефтеловушек в водосборники и последующая откачка на очистные сооружения на шахтной поверхности.

2040. Для шахт I группы опасности по углеводородным газам допускается открытый сбор продукции добывающих скважин в емкости добычных блоков.

2041. При бурении скважин станками с гидроприводом или с промывкой в полевых штреках сброс воды в водоотливные канавки допускается при условии, что вода по водоотливным канавкам отводится в емкости, предназначенные для ее сбора.

2042. Водоотливные канавки в горных выработках нефтяных шахт II группы опасности по углеводородным газам используются для сбора и отвода жидкости, выделяющейся из горных пород.

2043. Не допускается:

размещать нефтеловушки и нефтеперекачивающие станции в тупиковых горных выработках;

оставлять застой нефти на фундаментах насосов и под фундаментной рамой оборудования и механизмов.

Материалы, используемые в горных выработках для сбора, транспорта,
подготовки нефти, попутного нефтяного газа и воды

2044. Для перекачивания и транспортирования нефти, газа и газоконденсата не допускается применять оборудование и трубы, изготовленные из диэлектрических материалов с удельным объемным электрическим сопротивлением более 10⁹ Ом м.

2045. В качестве прокладочных материалов для фланцевых соединений шахтных воздухопроводов применяются материалы с температурой тления не ниже 350 °С.

2046. Крепь емкостей сбора и подготовки нефти и воды, сходни, перила, трапы, мостки и площадки в этих емкостях выполняются из негорючих и неискроопасных материалов.

Емкости системы сбора, транспорта и подготовки нефти и воды

2047. В эксплуатационных выработках, в которые возможно поступление воды из горных выработок откаточного горизонта, оборудуются приемные емкости для сбора воды. Объем приемных емкостей рассчитывается с учетом

максимального поступления воды из горных выработок откаточного горизонта.

Приемные емкости оборудуются рабочей и резервной насосными установками, каждая из которых обеспечивает откачку максимального суточного притока жидкости в эксплуатационную выработку не более чем за 20 часов.

2048. В нефтяных шахтах II группы опасности по углеводородным газам не допускается использование открытых емкостей сбора и подготовки нефти и воды. Емкости сбора и подготовки нефти и воды в эксплуатационных блоках выполняются герметичными и оснащаются трубопроводами для отвода выделяющихся в них газов и паров в дегазационную сеть.

2049. Смотровые окна нефтеотстойников и нефтесборников в нефтяных шахтах II группы опасности по углеводородным газам выполняются герметичными из материала, который также обеспечивает видимость через смотровые окна.

2050. Температура подогрева нефти в емкостях системы сбора и подготовки определяется проектной документацией. Нагрев нефти проводится водяным паром или горячей водой.

2051. В емкостях нефтеловушек устанавливаются насосные установки (гидроэлеваторы) с поплавковой системой всасывающего трубопровода насоса.

2052. Ручной отбор проб нефти из нефтесборников проводится при нахождении жидкости в них в «спокойном состоянии».

2053. Работы в емкостях для нефти допускается проводить после охлаждения их водой до температуры окружающего воздуха. Перед началом работ по очистке емкости проветриваются, в них определяется содержание углеводородных газов, паров жидких углеводородов, оксида углерода, диоксида углерода и кислорода переносными приборами и отбираются пробы воздуха для последующего анализа в газоаналитической лаборатории.

Емкости для нефти при отборе проб воздуха и выполнении в них работ по очистке и ремонту проветриваются.

Отбор проб воздуха, работы по очистке и ремонту емкостей для нефти проводятся под руководством работника обособленного структурного подразделения.

Отбор проб воздуха, работы по очистке и ремонту емкостей для нефти производятся работником, одетым в СИЗ и шланговый противогаз или включенным в воздушнобаллонный аппарат. Свободный конец шланга шлангового противогаза закрепляется в зоне с чистым воздухом.

По окончании очистки или ремонта емкости для нефти перед закрытием ее люков лицо, ответственное за проведение указанных работ, должно лично убедиться, что в емкости отсутствуют люди, инструменты и материалы.

2054. Во время открытия, отбора проб воздуха, очистки или ремонта, закрытия емкости для нефти не допускается нахождение людей на исходящей из нее струе воздуха.

Шахтные трубопроводы

2055. Проектирование, строительство и эксплуатация шахтных трубопроводов осуществляются в соответствии с требованиями настоящих Правил.

2056. Шахтные трубопроводы устанавливаются на опоры, конструкция которых определяется проектной документацией и допускает смещение труб в продольном и поперечном направлениях.

2057. В вертикальных горных выработках применяются опоры, обеспечивающие снижение вертикальных нагрузок трубопроводов.

2058. В верхних и нижних частях вертикальных и наклонных трубопроводов устанавливаются устройства для слива жидкости.

2059. Напорные водопроводы и трубопроводы сжатого воздуха прокладываются в вертикальных горных выработках, оборудованных клетевым подъемом. Не допускается размещение трубопровода при давлении в нем 6,4 МПа против входа и выхода в клеть.

Нефтепроводы для выдачи нефти из шахты и трубопроводы для подачи теплоносителя в нефтяную шахту прокладываются в скважинах.

2060. При строительстве и реконструкции нефтяных шахт предусматриваются горные выработки, параллельные откаточному и вентиляционному штрекам, предназначенные для прокладки по ним

паропроводов и пропуска исходящей струи воздуха.

2061. При размещении трубопроводов в выработках эксплуатационных уклонов, панелей:

в ходке уклона или панели прокладываются трубопровод сжатого воздуха, напорный трубопровод к гидроэлеваторам и буровому станку;

в вентиляционной выработке уклона или панели прокладываются трубопровод для теплоносителя, трубопровод для откачки продукции добывающих скважин, сбросной трубопровод гидроэлеваторов, дегазационный трубопровод.

2062. Трубопроводы, предназначенные для транспортирования газов и водяного пара, размещаются в верхних частях горных выработок.

Трубопроводы, служащие для транспортирования чистых жидкостей, их смесей и смесей жидкостей с механическими примесями, размещаются на почве или в нижней части горной выработки.

Между трубопроводами предусматриваются свободные промежутки для проведения работ по их обслуживанию, ремонту и замене.

Ширина проходов между наиболее выступающими частями трубопроводов и максимальными габаритами передвигающихся по выработке машин, оборудования, механизмов, транспортных сосудов должна быть не менее 0,7 м при высоте прохода не менее 1,8 м.

Ширина зазора между трубопроводами и габаритами подвижного состава должна быть не менее 0,25 м.

Не допускается прокладка трубопроводов в горных выработках, проведенных по породам, склонных к пучению.

2063. Трубопроводные штреки оборудуются рельсовыми путями из рельсов не ниже типа Р18.

2064. На нагнетательных трубопроводах насосов, проложенных в наклонных горных выработках, вертикальных стволах и скважинах, устанавливаются обратные клапаны.

2065. Предохранительные клапаны, установленные на аппаратах сбора и транспорта нефти, газа и воды и трубопроводах, регулируются на давление

срабатывания, превышающее рабочее давление в аппарате или трубопроводе не более чем на 10 % от рабочего давления.

2066. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры проверяется в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

Чугунная арматура защищается от напряжения изгиба.

Запорная арматура на трубопроводах, не имеющая механизированного привода, открывается специальными латунными или обмедненными ключами (крючками).

2067. Трубопроводы после монтажа и капитального ремонта проверяются на прочность и герметичность. До установки арматуры и опрессовки трубопровод продувается или промывается.

2068. Шахтные трубопроводы после монтажа или ремонта подвергаются испытаниям:

газопроводы и воздухопроводы - пневматическому испытанию на давление, равное рабочему давлению в шахтной сети сжатого воздуха, но не менее 0,3 МПа;

промысловые трубопроводы - гидравлическому испытанию, проводимому в соответствии с требованиями главы XXXIII настоящих Правил.

Величина испытательного гидравлического давления для трубопроводов (кроме «горячих» трубопроводов) должна превышать рабочее давление на 25 %, но не менее чем на 0,2 МПа.

Шахтные «горячие» трубопроводы испытываются давлением, превышающим максимальное рабочее давление в 1,5 раза, но не менее, чем на 0,5 МПа.

2069. Работы по испытанию (опрессовке) трубопроводов проводятся под руководством работника обособленного структурного подразделения.

В горных выработках, по которым возможен проход людей к испытываемому трубопроводу, выставляются посты или вывешиваются предупреждающие знаки.

2070. Неиспользуемые участки газопроводов и нефтепроводов отсоединяются от действующих сетей и закрываются стальными заглушками.

В горных выработках допускается использовать под водопроводы ранее использовавшиеся нефтепроводы и газопроводы после их реконструкции, обработки и испытаний.

2071. Осмотры шахтных подземных трубопроводов проводятся:

ежесуточно - мастерами участков добычи нефти, вентиляции и техники безопасности;

ежемесячно - начальниками или заместителями начальников структурных подразделений;

ежеквартально - главным механиком обособленного структурного подразделения или лицом, им назначенным, и руководителем службы внутришахтного транспорта обособленного структурного подразделения или лицом, им назначенным;

один раз в полугодие - техническим руководителем обособленного структурного подразделения или лицом, им назначенным.

В обособленном структурном подразделении ведется журнал записи результатов испытаний, осмотров и ремонтов трубопроводов, оформленный по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

Служба по термошахтной разборке и шахтные «горячие» трубопроводы

2072. На нефтяной шахте, на которой используется термошахтная технология, составляется план горных работ с нанесенной на него схемой прокладки магистральных и распределительных «горячих» трубопроводов. На схеме для всех действующих магистральных и распределительных «горячих» трубопроводов указываются:

порядковый номер трубопровода;

вид транспортируемой среды;

давление и температура транспортируемой среды;

протяженность участков трубопроводов с указанием диаметров и толщин стенок труб;

расположение компенсаторов, арматуры с указанием ее типов и номеров, спускных и продувочных устройств;

тип и конструкция теплоизоляционного покрытия;

способы прокладки;

недействующие и отключенные участки трубопроводов.

Изменения в схему вносятся работником участка по добыче нефти в течение суток, начиная с момента фактического изменения одной или более характеристик магистральных и распределительных «горячих» трубопроводов.

2073. Места подключения трубопроводов, выходящих из пробуренных с дневной поверхности в подземные выработки пароподающих скважин, к магистральным трубопроводам для транспортирования теплоносителей, оборудуются манометрами с кранами и термометрами. Если в качестве теплоносителя применяется водяной пар, то в этих местах также устанавливаются устройства для отвода конденсата.

Контроль за состоянием и работой приборов, а также выпуск конденсата из трубопроводов проводятся работниками структурных подразделений добычи (термодобычи) нефти по графику, утвержденному техническим руководителем обособленного структурного подразделения. При превышении установленных проектной документацией или ТР параметров теплоносителя необходимо немедленно сообщить об этом горному диспетчеру нефтяной шахты или руководителю структурного подразделения добычи (термодобычи) нефти.

2074. Тепловая изоляция трубопроводов и устьевого оборудования скважин выполняется из негорючих материалов, не токсичных при воздействии высокой температуры и при контакте с нефтью, водой и рудничной атмосферой.

2075. Фланцевые соединения «горячих» трубопроводов, проложенных в горных выработках, оснащаются съемной теплоизоляцией для обеспечения удобного доступа к ним при осмотрах и ремонтах.

2076. Запорная арматура на «горячих» трубопроводах устанавливается в хорошо проветриваемых местах, доступных для осмотров и ремонтов. В необходимых случаях для подхода к ней устраиваются лестницы, переходы

и площадки. Запорная арматура на «горячих» трубопроводах нумеруется, начиная от источника теплоносителя или от насосной установки.

2077. Участки «горячих» трубопроводов, проложенные по почве горной выработки и в канавах, оснащаются изоляцией для защиты от коррозии.

⇐ Предыдущая 45 46 47 48 495051 52 53 54 Следующая ⇒