新油气田投产方案编写指南

1、-作者xxxx-日期xxxx新油气田投产方案编写指南【精品文档】目次前言1. 范围 -12. 新油气田投产方案编写提纲 -12.1 概述 -12.2 投产组织机构及程序计划 -22.3 投产执行程序 -32.4 投产过程中的安全管理 - 102.5 投产风险评估 -11附件集：附件 1 油气藏简介和投产配产方案 -12附件 2 油气井完井及投产诱喷方案 -13附件 3 设备调试与验收 -14附件 4 投产准备 -15附件 5 投产执行小组各岗位人员的职责 -16附件 6 系统调试有关试验程序、标准及表格 -17前言为了使今后各油气田编写的新油气田投产方案内容相对统一，格式一致，并使其更具有简洁

2、性和可操作性，有必要在总公司范围内制定统一的新油气田投产方案编写标准。新油气田投产方案用于指导从系统联调开始到合格产品外输结束的投产作业。本标准由中海石油（中国）有限公司开发生产部提出并归口管理。本标准起草单位：中海石油研究中心开发设计院。本标准的附件（16）与正文具有同等效力。本标准的解释权在中海石油（中国）有限公司开发生产部。【精品文档】1 范围本标准满足海上油气田投产条件和验收指标/ 中国海洋石油总公司的有关要求。本标准旨在指导投产方案的编写。本标准规定了新油气田投产方案编写标准的内容及要求。本标准适用于海上油气田及生产装置、陆地终端及处理厂。2 新油气田投产方案编写提纲整个编写提纲可分

3、为正文部分（五个章节）及附件集（16）即：正文：概述 投产组织机构及程序计划投产执行程序投产过程中的安全管理投产风险评估（注：随文有附录、附表及附图若干）附件集：（注：本附件集为对海上油气田的最低要求，其它则因工程项目而异）附件 1 油气藏简介和投产配产方案 附件 2 油气井完井及投产诱喷方案 附件 3 设备调试与验收 附件 4 投产准备 附件 5 投产执行小组各岗位人员的职责 附件 6 系统调试有关试验程序、标准及表格 2.1 概述2.1.1 概述 应使用精炼的语言及表达结论的工程示意图，就该油气田上、下游（以下简称油气田）的位置、环境特点、可采储量进行描述。有关油气藏简介和投产配产方案见附

4、件1。2.1.2 工程概况简述油气田主要设施及工程方案：平台（含浮式生产、储油轮）、终端处理厂（含码头）、海管、海底电缆等。 2.1.3 油气田设计能力及参数 介绍生产能力及参数如下：原油产量、处理能力；天然气产量、处理能力；液相处理能力；污水处理能力；注水能力、压力；工程设计寿命；自持能力；起重能力；淡水、柴油储存能力；产品及原油储存、外输能力；海管（上岸及内部集输）设计参数（直径、长度、壁厚、最大及最小输送量、最大操作温度及压力、管线容积等）；电站装机容量或外供电源情况；产品质量指标（原油、液化石油气、轻油稳定轻烃、天然气的组分、排放污水）；海底电缆参数（长度、芯数、截面）。2.1.4 油

5、气田生产特点简述其生产特点。2.2 投产组织机构及程序计划2.2.1 投产领导小组及组织机构以简要的文字和框图的形式介绍投产领导小组、投产组织机构的职责及隶属关系，并明确工作、管理界面。2.2.2 投产执行小组投产执行小组是投产程序的最终实施机构，并对投产领导小组负责，它将按照投产领导小组的指示及投产时间安排，全面、直接地负责投产工作。a) 投产执行小组（简要介绍投产执行小组人员组成）组长：副组长： 成员：b) 投产执行小组各岗位人员的职责：（附件5）2.2.3 投产程序和计划应使用图表的形式介绍从全员系统岗前培训到燃料切换有关过程中的开始、完成时间，建议分为投产准备工作和投产正式开始两个阶段

6、，如下：序号项目状态开始时间完成时间投产关键点（加注号）A投产准备全员系统岗前培训安全应急计划提交环保设施检查终端（劳动、卫生、消防）检查安全手册审查投产方案审查“溢油应急计划” 审查、报批生活住房启用码头设备调试、验收码头溢油应急设备检查与释放码头开港上、下游通讯联调上游仪表检查、标定、校验下游仪表检查、标定、校验上、下游机械完工上游水压试验（含液位、压力仪表调试）下游水压试验（含液位、压力仪表调试）上游气密试验下游气密试验修井机安装、调试B投产过程1上游水循环（含中控仪表联调）2下游水循环（含中控仪表联调）3注水系统试运4海底管线全线通球5上、下游联合调试6上游关断试验（含判断逻辑检查）7

7、下游关断试验（含判断逻辑检查）8油气井诱喷9油井测静压10上游流程惰化11下游流程惰化12“两证”检查前的试验和演习13海管准备（如预热）14“两证”检查、发证15上游油气进流程、投产16下游油气进流程、投产17合格产品外输C投产后续工作1上游燃料切换完成2下游燃料切换完成3其他2.3 投产执行程序2.3.1 上游工艺流程系统调试2.3.1.1 概述a) 工艺系统的调试工作包括：水压试验、气密试验、水循环（热试运）、ESD应急关断系统试验、计量仪表及设备校核、及系统惰化。b) 工艺系统调试包括的主要设备和投产中必须使用的设备：c) 工艺系统流程描述：介绍各个系统的工艺流程，如油气处理系统、含油

8、污水处理系统、注水、天然气处理系统、火炬及放空系统等。（以简要的文字及工艺流程图进行描述）2.3.1.2 水压试验（含液位、压力仪表调试）简述水压试验的目的、水压试验所依据的程序和标准，并附以水压试验流程图进行描述。流程图中应标注进水点位置、阀门开闭状态、试验范围和试验压力。简述压力、液位仪表的测试、标定和调整所依据的程序和标准。有关水压试验程序和标准、安全装置测试程序、安全装置测试容差及水压试验记录表见附件6。2.3.1.3 气密试验简述气密试验的目的、气密试验所依据的程序和标准，并附以气密试验流程图进行描述。流程图中应标注进气点位置、阀门开闭状态、试验范围和试验压力。有关气密试验程序和标准

9、和气密试验记录表见附件6。2.3.1.4 水循环（含中控仪表联调）简述水循环的目的、水循环的准备工作、水循环操作程序、安全注意事项，并附以水循环流程图等进行描述。流程图中应标注进气点位置、阀门开闭状态、水循环范围和压力。有关水循环记录表：见附件6。对于需要热试运的系统还应进行流程描述和画出热水加热流程图。2.3.1.5 ESD应急关断系统试验（见附件6） 2 计量系统校核简述计量系统校核的目的、方法。（分为液相、气相两类）2.3.1.7 系统惰化简述系统惰化的目的、惰化达标要求、惰化准备、惰化操作程序,并附以系统惰化流程图进行描述。有关系统惰化程序和标准见附件6。附图1 水压试验流程图 （略）

10、附图2 气密试验流程图 （略）附图3 水循环试验流程图 （略）附图4 系统惰化流程图 （略）2.3.2 海底管线系统调试 概述海底管线方案描述简述海底管线（包括油、气、水及多相混输管线）的输送方案以及海管调试范围。 海管调试a) 通球方案简述通球方案，并画出通球流程图。流程图中需标示通球介质参数（压力、流量），通球方向和收球端介质的排放方式等。b) 物料准备准备足够数量的清管球；为通球所需的辅助设施如注水系统、外输泵、注水泵等调试完毕备用。c) 通球设计参数按附表1要求填写各管线的通球设计参数。d) 流体置换开井前，要保证海管中无空气。对于原油或多相混输管线，用地层水或淡水将海管内空气排净等，

11、气体管线用惰气（氮气）置换。e) 海管准备（预热）简述海管准备工作计划（如预热方式、预热介质温度及预热后管道出口温度要求）附：预热介质加热流程图f) 油气进海管方案简述油气进海管方案。附图1 通球流程图 （略）附表1 海底管线通球设计参数附表1 海底管线通球设计参数序号管线通球类型内径(mm）PIG过盈量PIG外径(mm）通球方向动力源及性能介质球速（m/s）通球时间（h）通球进口压力（Mpa）通球出口压力（Mpa）2.3.3 开井及油气进生产流程 开井条件a) 开井前，确认油气井的完井和投产诱喷工作已完成，见附件2；b) 列出其它安全开井应当具备的条件，并在开井前逐项确认；c) 应以框图的形

12、式对公用及生产系统的启动程序进行描述。 开井、油气进生产流程及海管描述油田开井投产的原则、开井流程步骤及后续设备。附：开井生产工艺流程图。 开井时关断系统调整为了流程能够投入运行，需要根据开井时的实际情况对工艺流程关断系统进行设置，并附详细的关断系统设置表。 开井时流程控制参数调整将开井时流程上控制参数如压力（PIC）、液位（LIC）和温度（TIC）等进行设置，并附详细的控制参数设置表。 应急流程首次开井时，由于操作失误或仪表失灵等不可预见因素都可能会引起停止开井，可将已进入流程的油气导入事故应急流程，待问题处理完后再恢复开井。简述事故流程。油气进事故流程按、和中要求进行。2.3.3.6 油气

13、进生产流程(浮式生产储油轮/陆地终端)上游开井后，应通知浮式生产储油轮/陆地终端（下游）做好准备，以便接收上游来液，并预测下游见液所需时间。陆上终端油气进生产流程可按2.3.6.4节执行。2.3.4 单点系泊装置2.3.4.1 概述 a) 单点系泊型式；b) 单点系泊装置的主要组成。 单点系泊调试操作要点及合格标准见附件3 启动单点系泊装置a) 单点系泊装置投运须达到的条件：供电正常；滑环处于运行备用状态；电气控制/遥控装置已处于操作备用状态；液压系统处于操作状态；火气探测报警系统已处于运行状态；助航设备已正常工作；消防设备已投用；所有调试项目合格并有调试报告；平台部分油井的启动与浮式生产储油

14、装置配合和协调一致，海管清球完成。b) 试运转启动前的检查内容；油输送系统预热流程；气输送系统置换流程。c) 启动收、发球操作要点和控制程序；油输送系统的操作要点和控制程序；气输送系统的操作要点和控制程序；水输送系统的操作要点和控制程序。2.3.5 浮式生产储油轮2.3.5.1 工艺流程概述海上储油装置的形式较多，本标准仅以单点系泊生产储油轮为例。a) 单点系泊生产储油轮的功能、船型及吨位。b) 简述原油处理流程或装置的组成、注水系统流程或装置的组成、污水处理流程或装置的组成、原油生产辅助系统及公用系统、原油储存和外输系统、外输计量系统、消防安全及化验项目等。附：主要工艺油、气、水处理工艺流程

15、图c) 外输方式。2.3.5.2 投产前准备工作a) 投产前的综合检查参见附件3，直接、简要地引用其结论b) 投产准备参见附件4c) 应以框图的形式对公用及生产系统的启动程序进行描述d) 确认下列系统已处于操作备用状态：溢油回收设施；全船疏排水系统；舱底排水系统；全船透气、测量、注入系统；平台、单点系泊装置及海管已具备进油气的条件。2.3.5.3 联合调试试运转a) 原油处理系统试运转程序：启动前的检查内容；原油处理系统预热流程；充压方法；系统联合调试标准。b) 原油储存和外输系统试运转程序：启动前的检查内容；原油储存和外输系统预热流程；调试外输计量系统。c) 污水处理系统试运转及启动程序：启

16、动前的检查内容；启动污水处理系统流程； 接收原油处理系统预热和系统调试过程中排出的污水，导通污水处理系统流程。充压方法及系统调试标准；启动污油回收流程，污水回收流程和含油污水回收流程；启动化学药剂注入系统；海管进油后的污水进其处理系统的流程步骤，各装置的操作要点和控制程序；除油水舱的操作要点和控制程序；污水排放操作要点和控制程序。d) 注水系统试运转（污水回注）：调试粗/细滤器；调试注水增压泵；污水处理系统与注水系统联合调试程序。e) 系泊装置的应急解脱：浮式生产储油轮与系泊装置的解脱；浮式生产储油轮与系泊装置的连接。2.3.5.4 全面投产a) 原油处理系统投产程序：油进生产流程步骤, 各装

17、置的操作要点和控制程序；启动化学药剂注入系统。b) 第一船原油外输条件及程序1) 应确认至少下列程序已编写完成：货油储存与测量操作要点和控制程序；货油倒舱操作要点和控制程序；货油舱透气系统操作要点和控制程序；压载系统操作要点和控制程序；扫舱与洗舱系统操作要点和控制程序；原油外输计量系统操作要点和控制程序；系泊外输的设备操作要点和控制程序。2) 第一船原油外输方案2.3.6 陆地终端与处理厂工程2.3.6.1 概述a) 简述原油处理流程或装置的组成、天然气处理流程或装置的组成、污水处理流程或装置的组成、公用系统、油(气)产品储运系统、外输计量系统、消防安全及化验项目等。附：主要工艺油、气、水处理

18、工艺流程图b) 与外部公用设施的接口关系2.3.6.2 投产前准备工作a) 投产前的综合检查参见附件3，直接、简要地引用其结论b) 投产准备参见附件4c) 应以框图的形式对公用及生产系统的启动程序进行描述2.3.6.3 联合调试试运转a) 原油处理系统试运转程序：启动前的检查内容；原油处理系统预热流程；充压方法；系统联合调试标准。b) 天然气处理系统试运转程序：启动前的检查内容；天然气处理系统的干燥、预冷程序及指标；正式生产程序的切换。c) 污水处理系统试运转及启动程序：启动前的检查内容；启动污水处理系统流程； 接收原油处理系统预热和系统调试过程中排出的污水，导通污水处理系统流程。充压方法及系

19、统调试标准；启动污油回收流程，污水回收流程和含油污水回收流程；化学药剂注入系统；海管进油后的污水进其处理系统的流程步骤，各装置的操作要点和控制程序；污水排放操作要点和控制程序。2.3.6.4 全面投产a) 油、气进生产流程的顺序b) 原油处理系统投产程序：原油收球操作要点和控制程序；油进生产流程步骤, 各装置的操作要点和控制程序；启动化学药剂注入系统。c) 气处理系统投产程序：气收球操作要点和控制程序；气进生产流程步骤, 各装置的操作要点和控制程序。d) 油、气储运系统投运：产品储存生产流程步骤, 各装置的操作要点和控制程序；产品外输生产流程步骤, 各装置的操作要点和控制程序。2.3.7 终端

20、码头工程2.3. 概述a) 简述码头设施：单点系泊：单点形式、系泊能力、系泊布置和尺度、装载速度、穿梭油轮系泊形式、海底管线和软管尺度；码头：码头布置、装载泊位、泊位吨级、装载设备、装载速度、管线情况；码头配套设施；码头装卸工艺流程。b) 装卸能力：原油；液化石油气；轻油（稳定轻烃）；柴油。2.3.7.2 码头工艺调试操作要点及合格标准a) 管道系统压力试验、泄漏性试验（气密试验）、吹扫和清洗、水循环、流程惰化按中国海洋石油总公司海上油气田投产条件和验收指标（试用本）。见附件3b) 装卸设备调试（输油臂）装卸设备调试程序和标准c) 单点系泊系统调试单点系泊系统调试程序和标准，见附件3。2.3.

21、7.4 启动码头开港相应系统a) 码头仪控系统及火/气探测系统；b) 通信系统；c) 消防系统；d) 导航/助航设施。2.3.7.5 码头投运a) 码头（单点系泊）投运须达到的条件；终端处理厂油、气储运系统投产，已具备原油产品及柴油接卸、外输的作业条件；由储罐至码头（单点系泊）的管线：排气、吹扫、置换、循环、保温、伴热、泄压等达到输送油品要求；外输泵调试完毕处于待用状态；外输计量仪表及标定装置经国家授权部门检验标定合格并发证；各类泵、加热器、控制盘、通风机已送电处于待用状态；用于预热输油管道和扫线介质皆已备齐；所有调试项目合格并有调试报告；码头安全设施齐备,应急方案已经制订；环保设施具备投运条

22、件；需外部检查并发证书的各项工作已完成。b) 装卸作业1) 单点系泊系泊作业：系泊作业条件；系泊作业准备工作；系泊作业注意事项。连接软管作业：装卸油作业：计量仪表标定；置换、预热操作程序；原油外输。循环操作程序：离泊：离泊前准备工作；离泊作业程序；离泊作业注意事项。2) 码头靠泊作业；靠泊作业条件；靠泊作业准备工作；靠泊作业注意事项。输油臂连接作业：原油装卸船作业：计量仪表标定；置换、预热操作程序；原油外输；循环操作。轻油（稳定轻烃）装船作业：氮气置换: 置换程序、置换标准；轻油（稳定轻烃）装船注意事项。液化石油气装船作业：氮气置换: 置换程序、置换标准；液化石油气装船注意事项。离泊：离泊前准

23、备工作；离泊作业程序；离泊作业注意事项。2.4 投产过程中的安全管理2.4.1 安全管理小组的组成及职责简述安全管理小组的组成及职责，并强调在投产过程中执行安全手册的重要性。2.4.2 投产安全措施着重描述油气田投产过程中，安全救生设备（包括守护船、直升飞机等）应处的状态；参加投产的人员应具备的资质和应遵守的规定。2.4.3 特殊安全规定2 人员管理规定着重描述对参加投产的人员的划分及相应的管理规定。2.4.3.2 作业许可管理规定着重描述对投产期间作业的管理规定（ESD旁通管理，无人平台作业，热工作业及其它特殊作业管理规定）。2.4.3.3 危险品管理规定着重描述油气田投产过程中，危险品使用

24、的审批程序和有关规定。2.4.3.4 交叉作业的管理规定着重描述油气田投产过程中，当存在交叉作业工况时的有关规定。2.4.4 作业环境条件着重描述油气田投产过程中，对作业环境条件的要求。2.4.5 应急程序着重描述油气田投产过程中，对可能出现的火灾、爆炸、可燃气体泄漏、溢油、人员伤病、落水、中毒和恶劣自然条件等突发事件的应对措施和消防、弃平台程序。2.5 投产风险评估 概述着重描述油气田投产的重点和难点问题。这里提及的重点和难点问题系指会影响油气田顺利投产的关键问题，它们可以是技术、进度、管理、生产和安全等各方面的问题，包括影响投产的未完工程。 风险评估就节中提及的重点和难点问题，对投产的影响

25、逐项进行风险评估。评估的内容包括提出问题的原因、可能出现的后果（或隐患）以及对投产产生的影响。 应急措施针对提及的重点和难点问题，提出在投产前、投产期间和投产后应采取的应急方法和措施，以确保投产的顺利完成。备注：投产方案提交审查时间及生效条件：投产方案需由生产部门在投产前四十五天向中海石油（中国）有限公司开发生产部报审，经有限公司和专家组审查后并经地区分公司主管副总经理批准方可生效。附件集(16)：-附件 1 油气藏简介和投产配产方案 1 油气田地质概况a) 地质特征区域构造位置 （附：理位置图）构造特征 （附：构造图）沉积特征 储层特征 b) 油气藏特征流体性质（附：性质统计表）油气藏类型c

26、) 地质储量及开发要点石油和天然气地质储量2 油气田开发简介a) 开发方式及开发层系b) 井网、井距、井数c) 产能评价及初期配产d) 推荐方案、开发指标及可采储量3 开发井投产方式及资料录取a) 投产方式简述各井的管柱结构、油嘴尺寸、生产层位、泵排量、投产顺序等（按油井基本情况统计表进行描述）。投产顺序（应使用文字及投产顺序表进行描述）b) 投产初期资料录取生产资料录取流体资料录取-附件 2 油气井完井及投产诱喷方案 1 完井作业简介简述完井作业工况及在射孔、完井液配方及监测、防砂工艺、充填等领域所采用的技术。2 生产管柱简介a) 分类（附生产管柱分类表）b) 井下工具典型防砂管柱（附防砂管

27、柱图）典型生产管柱（附生产管柱图）3 采油树简介（附采油树图）4 人工举升设备参数a) 机采设备主要技术参数b) 机采设备下入情况（附机采设备下入统计表）c) 气举井下设备主要技术参数5 自喷井a) 自喷井（立体交叉作业）（附自喷井放喷流程图）如井不活，则按以下诱噴程序进行：b) 诱噴正挤柴油（附自喷井正挤柴油诱噴流程图）如正挤柴油诱噴不成，则下连续油管氮举或下电潜泵投产。6 开井程序a) 开井程序b) 安全要求投产、修井及放喷期间的安全作业要严格按照完井、修井现场作业安全管理规定执行。7 油气水井交接条件简述完井项目组向生产项目组交接条件、内容。8 附表：完井投产时间计划表附图：平台井位图-

28、附件 3 设备调试与验收本附件即为工程部门向生产部门交接的、具有备忘录性质的阶段总结性文件机械完工验收文件。其编写依据为海上油气田投产条件和验收指标/ 中国海洋石油总公司第三章“验收指标”。凡不在“验收指标”描述范围内的有关重要设施，其调试与验收可参照该“验收指标”所规定的有关原则进行。单点系泊装置，其调试与验收应按单点系泊装置建造与入级规范（SY/T10032-2000）进行，并参照海上油气田投产条件和验收指标/ 中国海洋石油总公司第三章“验收指标”所规定的有关原则进行。码头验收标准按中华人民共和国交通部港口工程技术规范-1987上、下册和中华人民共和国交通部港口工程质量检验评定标准（JTJ

29、242-89）进行,并参照海上油气田投产条件和验收指标/ 中国海洋石油总公司第三章“验收指标”所规定的有关原则进行。备注：此部分文件不必随投产方案上报，但投产验收检查前必须完成。-附件 4 投产准备 （本附件可成为通用文件）1. 设备准备a) 设备调试与验收完毕 （参见附件3机械完工验收文件，直接、简要地引用其结论）b) 设备状态公用设施应达到的状态 生产处理设施达到的状态安全环保设施应达到的状态通讯与助航设施应达到的状态其他设备应达到的状态2 流程准备a) 流程状况确认b) 流程惰化已完成3 资料准备 a) 厂商操作维修手册，机械目录，质量保证档案b) 工程部门编写的操作维修手册c) 生产部

30、门编写的安全手册d) 生产部门编写的投产方案e) 资料记录表格 （油气田工作记录、交接班记录、生产报表、单机设备巡检记录表、系统参数记录表、动力设备运行时间表及停送电记录表等）4 物料准备（按照海上油气田投产条件和验收指标/ 中国海洋石油总公司的有关要求进行描述）a) 化学药剂b) 油料 (润滑油、热介质油、燃料油、液压油及其它)c) 设备厂商提供的调试备件d) 专用工具和安全检测工具e) 安全监测及保护工具f) 防污染物品g) 其他5 人员准备a) 人员配备：按照岗位人员定编数额，配备各岗位人员。b) 人员培训：完成全员系统岗前培训，要求参加调试投产的所有操作人员必须掌握、熟悉投产方案和操作

31、程序。c) 人员取证：在系统培训的基础上，操作人员应取得各种证书。6 其它准备确认需要外部检查并发证的各项工作均已完成。备注：此部分文件不必随投产方案上报，但投产验收检查前必须完成。-附件 5 投产执行小组各岗位人员的职责（简要介绍投产执行小组各岗位人员的职责）- 附件 6 系统调试有关试验程序、标准及表格 1 管道系统吹扫和清洗程序管道系统吹扫与清洗程序a) 管道系统在气密试验前，应分段进行吹扫与清洗（以下简称吹洗）。b) 吹扫与清洗方法应根据对管道的使用要求、工作介质及管道内表面的脏污程度确定。吹洗的顺序一般应按照主管、支管、疏排管依次进行。c) 吹洗前应将系统内的仪表加以保护，并将孔板、

32、喷嘴、滤网、节流阀及止回阀阀心等拆除，妥善保管，待吹扫后复位。d) 不允许吹洗或吹洗后可能留有脏污、杂物的管道，应用其它办法补充清理。e) 对未能吹洗或吹洗后可能留有脏污、杂物的管道，应用其它办法补充清理。f) 吹洗时，管道的脏污不得进入设备，设备吹出的脏污一般也不得进入管道。g) 管道吹扫应有足够的流量，吹扫压力不得超过设计压力。h) 吹扫钢制管道时，应用锤子敲打管子，对焊缝死角和管底等部位应重点进行吹扫。i) 吹扫前应考虑管道支、吊架的牢固程度，必要时应予加固。j) 工作介质为液体的管道，一般应该进行水清洗，如不能用水清洗或不能满足要求时，可用空气进行吹扫，但必须采取相应的措施。k) 水清

33、洗应连续进行。当设计无规定时，则以出口处的水色和透明度与入口处目测一致为合格。l) 工作介质为气体的管道，一般应用空气吹扫，如用其它气体，应采取安全措施。m) 空气吹扫时，在排气口用涂有白漆的靶板检查，如5分钟内检查其上无铁锈、尘土、水分及其它脏污为合格。注：本程序参照GBJ23582工业管道工程施工验收规范制定。2 水压试验程序和标准水压试验程序和标准投产运转之前，管道和容器组成的系统应进行渗漏压力检查。应该用水进行水压试验，除非它对操作液体可能有不利影响。其它用作压力试验的任何易燃液体，其闪点必须在66以上。试验准备、水压试验按照下列程序进行。a) 将准备进行水压试验的系统用耐压合格的临时

34、管线与试压泵连接起来，并安装好监测用压力表。b) 对该试验系统灌水和排水，检查液位指示报警变送仪表并在该系统水压试验记录表内进行记录。c) 当对一个系统试压时，应该与以下设备隔离：泵、涡轮机和压缩机；安全膜和安全阀；旋转流量计和浮子液位计；d) 下列设备应试验到设计压力，然后隔离：指针式压力表，当试验压力超过压表量程范围的时候应隔离；外浮子式液面关闭装置和控制器，当浮子的试验压力没有规定时，浮子应试验到设计压力，然后将浮箱与系统隔离。e) 启动试压泵给系统加压，升压和卸压期间检查压力指示、报警、变送、安全仪表并在该系统水压试验记录表内进行记录。f) 试验压力为工作压力的倍或安全阀（PSV）设定

35、值，取两者较大值。g) 水压试验升压应缓慢，达到试验压力后，稳压10分钟，以无泄漏，目测无变形为水压试验合格。h) 在压力试验后，如又进行了修补或增加零件，则应对受影响的管路再试验。i) 管路和容器作为一个系统进行压力试验时，在试验压力较小者的压力试验。注：本程序和标准参照API RP 14E、ANSI B31.3和GBJ23582制定。3 水压试验记录表水压试验记录表时间： 年 月 日试验系统范围：试 验 压 力：稳压时间：压 降：试验准备： 1. 导通流程：将试验容器与周围系统隔离。 2. 物料准备：胶管、接头、常用工具等。 3. 水源可稳定供水，控制仪表通气、通电。 4.试压泵完好备用。

36、安全注意事项：1. 试验过程中如遇泄漏，不得带压修理。缺陷消除后，应重新试验。 2. 人员不得站在法兰连接处等容易泄露的地方，注意人身安全。 3. 无关人员不得靠近试压现场。 4. 临时管线要固定好，试验完毕要尽早泄压。试验程序和标准：附件6-2水压试验程序和标准仪表编号设定值报警（动作值）复位值备注发现问题和整改情况：试验结论：试验记录： 审核：4 气体严密性试验程序和标准气体严密性试验程序和标准在投产运转之前，管道和容器组成的系统应进行气体严密性试验。试验准备和气密试验按照下列程序进行。用空气或氮气或天然气作试验介质。对于气密试验引起的不安全因素，在试验过程中要采取专门的预防措施，并在试验

37、过程中密切监视，每个试验系统尽可能保持较短长度。a) 气密试验应在液（水）压试验合格后进行，试验压力工作压力的倍。b) PaG，取两者较小值。c) 在试验过程中，试验压力应逐步增加到200KPaG以内，并且保持此压力，直到用高发泡溶液对各点检查完毕。如果没有发现渗漏，以大约100KPaG以内（15psig）的级差增高压力，直到最终达到试验压力，然后把压力减到90%的试验压力，并保持一段足够长的时间，以使用发泡溶液检查所有接头、焊接和连接处。d) 在工作压力下稳压半小时，压力不降，则严密性试验为合格。注：本程序和标准参照API RP 14E、ANSI B31.3和GBJ23582制定。5 气密试

38、验记录表气密试验记录表时间： 年 月 日试验系统范围一级试验压力试验压力 二级试验压力稳压时间压降三级试验压力试验准备： 1. 导通流程，将试验系统与周围系统隔离。 2. 物料准备：洁洁灵、手电筒、毛刷、洗耳球等。 3. 气源可稳定供气，控制仪表通气、通电。安全注意事项： 1. 试验过程中如遇泄漏，不得带压修理。缺陷消除后，应重新试验。 2. 人员不得站在法兰连接处等容易漏气的地方，注意人身安全。 3. 无关人员不得靠近试压现场。 4. 临时管线要固定好，试验完毕要尽早泄压。试验程序和标准：附件6-4气体严密性试验程序和标准发现问题和整改情况： 试验结论试验记录： 审核：6 介质模拟（水循环）

39、控制仪表调试一览表水循环控制仪表调试记录表时间： 年 月 日试验系统范围试 验 压 力试验准备： 1. 临时流程连接完毕。 2. 温度仪表和控制仪表经过专业人员检查和标定。 3. 水源可稳定供水，气源可稳定供气。 4. 控制仪表通电、通气。 5. 打开SDV、LV、PV，导通流程。安全注意事项： 1. 公用设施操作人员启停电加热系统需经工艺工程师批准。 2. 仪表调试人员不得随意开关关断阀。 3. 空气软管和排海软管一定要固定好。 4. 注意水温不要超过仪表的操作温度。序 号设 备控制仪表编号设 定 值备 注发现问题和整改情况：试验结论：试验记录： 审核：7 安全装置测试程序安全装置测试程序a

40、) 压力安全阀（PSV）台架测试*.安装在试验架上。*.用氮气或液压泵通过测试连接装置加压，记录泄压阀开始泄放测试压力的压力。*.安全阀应继续泄压到复位压力，保持测试连接装置不动，直到压力停止下降，以保证阀门重新复位。*.在PSV上加标签注明设定压力和日期。b) 高压和低压传感器（PSH和PSL）台架测试把传感器安装在试验架上，接上气动供应系统。按下述方法加压：高压传感器（PSH）用液压泵或氮气给传感器加压，记录跳闸压力；低压传感器（PSL）加压到高于设定压力后泄压，记录跳闸压力；在传感器上加标签注明设定压力和日期。c) 高压和低压传感器（PSH和PSL）操作测试给容器或管线加压，记录PSH跳闸压力。给容器或管线加压后泄压记录PSL跳闸压力。如果需要，调节传感器，使其达到正常的设定压力。d) 高液位和低液位传感器（LSH和LSL）安装在