Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 года N 534 Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ
от 15 декабря 2020 г. N 534

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"

I. Общие положения

4. Требования пожарной безопасности к ОПО устанавливаются Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579; 2018, N 53, ст. 8464).

5. Список используемых сокращений приведен в приложении N 1 к настоящим Правилам.

II. Организационно-технические требования

7. Допуск подрядных организаций на ОПО, а также порядок организации и производства работ на ОПО определяются положением о порядке допуска и организации безопасного производства работ, утвержденным организацией, эксплуатирующей ОПО, а при работе нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей ОПО, - регламентом об организации безопасного производства работ, утвержденным руководителем этой организации или уполномоченным им лицом.

9. Все строящиеся ОПО должны быть снабжены информационными щитами на просматриваемых местах с указанием наименования объекта и владельца, номера контактного телефона. Для действующих и вводимых в эксплуатацию объектов, входящих в состав ОПО, дополнительно должны быть указаны их регистрационные номера согласно свидетельству о регистрации ОПО в государственном реестре.

10. Площадочные ОПО I, II классов опасности, за исключением линейных объектов, должны иметь ограждения, а для прохода людей и проезда транспорта контрольно-пропускной режим либо контрольно-пропускные пункты на автомобильных дорогах необщего пользования, ведущих к указанным ОПО.

11. В период отсутствия льда на водном пространстве должно проводиться обследование опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований. Периодичность обследования опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований устанавливается эксплуатирующей организацией, но не реже чем один раз в три года. По результатам обследования составляется акт, утверждаемый эксплуатирующей организацией.

12. Траление и отдача якорей судами в охранной зоне подводных трубопроводов не допускаются. Отдача якорей в этой зоне допускается только при выполнении подводно-технических работ и ремонте трубопровода при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей трубопровод.

13. До начала ремонтных работ на подводных трубопроводах ответственное лицо эксплуатирующей организации обязано ознакомиться с актом обследования водолазами или роботизированными подводными аппаратами участка ремонта трубопровода.

14. Подводный трубопровод после капитального ремонта испытывается на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации.

15. Не допускается размещение ПБУ на месте производства работ, постановка обслуживающих судов на якоря и производство работ в охранной зоне ЛЭП, кабелей связи, морских трубопроводов и других сооружений без письменного согласования с эксплуатирующей их организацией.

16. Не допускается складирование и хранение материалов, оборудования и инструмента в местах проходов, палуб, рабочих и иных местах ОПО МНГК, не предназначенных для складирования и хранения.

17. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК необходимо иметь неснижаемый запас продуктов питания, питьевой воды, горюче-смазочных материалов для аварийного снабжения МСП, ПБУ, МЭ и ПТК и жизнедеятельности находящихся на них людей на срок не менее 15 суток. Объем восполнения неснижаемого запаса определяется в зависимости от автономности и места нахождения ОПО МНГК с учетом возможности доставки продуктов питания, питьевой воды и горюче-смазочных материалов, а также наличием стационарных опреснительных систем.

18. Организация, эксплуатирующая ОПО МНГК, обязана иметь все карты подводных и надводных коммуникаций в районе ведения работ. Один экземпляр каждой карты высылается в гидрографическую службу.

19. Гидрометеорологическая информация, получаемая по каналам связи, должна регистрироваться в журнале прогнозов погоды, оформленном в письменном или электронном виде по форме, установленной эксплуатирующей ОПО МНГК организацией.

20. Во взрывоопасных зонах ОПО МНГК осуществляется постоянный контроль состояния воздушной среды. Для контроля загазованности по ПДК и НКПР пламени в производственных помещениях, рабочей зоне открытых наружных установок должны быть предусмотрены средства автоматического непрерывного газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и с выдачей сигналов в систему противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.

21. Места установки и количество датчиков концентрационных пределов распространения пламени, датчиков газоанализаторов ПДК вредных веществ определяются проектной документацией.

22. Проведение огневых работ в помещениях, в местах возможного скопления газа вне помещений допускается после выполнения подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском, контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии ответственного лица эксплуатирующей организации, указанного в наряде-допуске.

23. На ОПО МНГК следует вести ежедневный учет находящихся на них людей, всех прибывших и убывающих лиц независимо от сроков их пребывания. Не допускается нахождение на ОПО МНГК лиц без разрешения ответственного лица эксплуатирующей организации.

24. Ответственный за безопасность ОПО МНГК обязан ознакомить (под подпись в специальном журнале) прибывших для проведения работ лиц с правилами внутреннего распорядка, сигналами тревог, обязанностями по конкретным тревогам; указать номер каюты и спасательной шлюпки (плота).

25. Лица, впервые или вновь прибывшие на ОПО МНГК, обязаны ознакомиться с расположением помещений и пройти в сопровождении лица, ответственного за безопасность, по путям эвакуации и основным помещениям МСП, ПБУ, МЭ и ПТК. Не допускается перемещение впервые прибывших лиц по ОПО МНГК без сопровождающих и без предварительного инструктажа по безопасности.

III. Требования к организациям, эксплуатирующим ОПО

26. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны иметь в наличии и обеспечивать функционирование приборов, систем контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии или инцидента.

27. При производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин организации, производящие такие работы, обязаны обеспечить видеорегистрацию роторной площадки с формированием видеоархива с использованием электронных носителей информации.

28. Обновление видеоархива производится не чаще чем через 30 календарных дней. При видеорегистрации аварий и инцидентов видеоархив обновляется по окончании расследований их причин.

29. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны обеспечить наличие, сохранность, исправность СИЗ, аварийной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях и на открытых площадках, где возможно образование в воздухе рабочей зоны вредных, горючих веществ или токсичных газов.

30. Устройство ограждения и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра.

31. При использовании в технологических процессах оборудования, в том числе в коррозионно-стойком исполнении, необходимо разрабатывать и применять меры защиты от коррозии, изнашивания и старения.

33. Эксплуатирующая организация должна разработать инструкцию по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, освоении, геофизических исследованиях скважин, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин, а также при ведении геофизических и ПВР на скважинах, и согласовать ее с ПАСФ.

IV. Общие требования к проектированию

34. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с требованиями законодательства о недрах на основе технического проекта разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, а также требованиями настоящих Правил.

35. Проектная документация ОПО обустройства нефтяных и газовых месторождений разрабатывается на основании технических проектов разработки месторождений в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса Российской Федерации.

V. Требования к обустройству нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

37. Расположение объектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений определяется с учетом требований, содержащихся в приложениях N 2 и N 3 к настоящим Правилам.

38. В документации на консервацию или ликвидацию ОПО предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий, локализации и ликвидации их последствий как в процессе консервации или ликвидации объекта, так и по завершении его консервации.

40. По каждому из основных организационно-технических решений, направленных на обеспечение безопасности работающих на период возможных аварий, в документации должны быть обоснованы и определены конкретные типы и количество необходимых приборов, материалов и оборудования, а также места и специальные сооружения для их размещения, эксплуатации и обслуживания.

41. Установки подготовки нефти и газа не допускается размещать на пониженных и других участках рельефа местности, в районах с преобладающими ветрами со скоростью до 1 м/с, инверсиями, туманами (за год более 30 - 40%, в течение зимы более 50 - 60% дней).

42. Здания и сооружения с производственными процессами, выделяющими в атмосферу вредные и (или) горючие вещества, а также включающие источники возможных аварийных выбросов этих веществ, должны располагаться на производственных площадках преимущественно с подветренной стороны от других зданий и сооружений с учетом розы ветров преобладающего направления.

43. При наличии в здании двух или более эвакуационных выходов разрешается предусматривать один из них через помещения, не имеющие источников возможного выделения в атмосферу вредных веществ, в которых размещено инженерное оборудование для обслуживания указанных помещений и в которых исключено постоянное пребывание людей, если расстояние от наиболее удаленной точки помещения до эвакуационного выхода из него не превышает 25 м.

44. Для зданий и помещений, не имеющих источников возможного выделения в атмосферу вредных веществ, а также расположенных на территории промышленных площадок наружных установок, не имеющих указанных источников, разрешается предусматривать один эвакуационный выход.

45. Не допускается прокладка заглубленных каналов и тоннелей (за исключением подлежащих последующей засыпке) для размещения кабелей в помещениях и на территории наружных установок, имеющих источники возможного выделения в атмосферу вредных веществ относительной плотностью по воздуху более 0,8, а также источники возможных проливов горючих жидкостей и жидкостей, содержащих сернистый водород.

46. Не допускается совместная прокладка в заглубленных тоннелях и каналах трубопроводов пара и горячей воды с трубопроводами горючих и токсичных веществ, включая трубопроводы систем сбора и утилизации жидкостей, содержащих сернистый водород.

47. Не допускается устройство подвалов, тоннелей и каналов в зданиях и на территории наружных установок, в которых возможно выделение вредных веществ в атмосферу и образование проливов токсичных жидкостей.

48. Технологическое оборудование и трубопроводы, предназначенные для эксплуатации в условиях контакта с агрессивными и коррозионно-активными веществами, должны быть оснащены приборами или устройствами для контроля за коррозией и коррозионным растрескиванием.

49. В технологическом оборудовании и трубопроводах должна быть герметичная, закрытая дренажная система для полного слива токсичных и взрывопожароопасных жидкостей (включая емкости для их нейтрализации, линии подачи на установки термического обезвреживания либо до установки по закачке этих веществ в поглощающие скважины).

50. Хранение токсичных жидкостей должно осуществляться преимущественно в герметичных подземных емкостях с газодинамическим режимом эксплуатации. Разрешается хранение указанных жидкостей в наземных резервуарах с "азотным" дыханием, при этом резервуары должны быть оборудованы сигнализатором предельного верхнего уровня заполнения, сблокированным с насосным оборудованием, и системой аварийного слива избытка жидкости в дренажную систему.

51. Хранение токсичных жидкостей в резервуарах с "атмосферным" дыханием не допускается.

52. Не допускается подземная прокладка трубопроводов с токсичными веществами, за исключением участков от входных и выходных манифольдов до ограждения.

53. Размещение инженерных сетей с токсичными жидкостями и газами под зданиями и сооружениями запрещается.

54. Наземные инженерные сети с токсичными жидкостями и газами запрещается размещать в открытых лотках и траншеях на отметках ниже планировочных отметок площадок, в каналах и тоннелях полузаглубленного типа.

55. Не допускается размещение надземных сетей транзитных внутриплощадочных трубопроводов с токсичными жидкостями по стенам и кровлям зданий независимо от степени их огнестойкости.

56. Пересечение трубопроводов с токсичными жидкостями и газами с железнодорожными подъездными путями не разрешается, за исключением продуктопроводов к двусторонним сливоналивным железнодорожным эстакадам.

57. Производственные здания и территории установок должны быть оборудованы промышленной канализацией и (или) системами поверхностного стока для отвода промышленных стоков, грунтовых и ливневых вод.

58. Во избежание загазованности территории на ней должны быть установлены гидравлические затворы, расположенные в колодцах. Слой воды, образующий затвор, должен быть высотой не менее 0,25 м.

59. Системы противоаварийной защиты взрывоопасных технологических процессов должны обеспечить предупреждение образования взрывоопасной среды в технологическом оборудовании при всех возможных режимах его работы, а также безопасную остановку производства при возможных аварийных ситуациях.

60. Оборудование, средства измерений и систем автоматики, устройства освещения, сигнализации и связи, предназначенные для использования во взрывоопасных зонах, должны предусматриваться во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень защиты, соответствующий классу взрывоопасной зоны, и вид взрывозащиты, соответствующий категориям и группам взрывоопасных смесей.

61. Классификация взрывоопасных зон помещений и открытых пространств производится в соответствии с требованиями пунктов 147 - 152 настоящих Правил.

62. Решения, включающие применение инертных газов для вытеснения горючих паров и газов, должны регламентировать способы и определять средства контроля за содержанием кислорода и предотвращения образования его опасных концентраций в технологических средах.

63. При проектировании ОПО должны приниматься меры по защите от статического электричества.

64. Не разрешается использование производственных трубопроводов для снижения общего сопротивления заземлителей.

65. Для защиты от вторичных проявлений молний и разрядов статического электричества вся металлическая аппаратура, резервуары, нефтепроводы, газопроводы, продуктопроводы, сливоналивные устройства, вентиляционные системы, расположенные как внутри помещений, так и вне их, должны быть подсоединены к заземляющему контуру.

66. Отдельно установленные технические устройства, аппараты и резервуары должны иметь самостоятельные заземлители или присоединяться к общему заземляющему контуру. Запрещается последовательное соединение заземляющим проводником нескольких аппаратов или резервуаров.

67. Эстакады для трубопроводов через 200 - 300 м, а также в начале и в конце, должны быть электрически соединены с проходящими по ним трубопроводами и заземлены.

69. При высоких концентрациях (свыше 6% (объемных) сернистого водорода в пластовых флюидах объекты обустройства месторождений должны соответствовать требованиям глав XLVII - LVI настоящих Правил.

70. Для взрывопожароопасных технологических систем, технических устройств и трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, в эксплуатационной документации необходимо предусматривать меры по ее снижению, исключению возможности аварийного перемещения, сдвига, разгерметизации и разрушения их узлов и деталей.

VI. Требования к промысловым трубопроводам

72. ПТ представляет собой линейный объект (сооружение) с комплексом технических устройств на нем для транспортирования газообразных и жидких сред (далее - транспортируемые среды) под действием напора (разности давлений) от скважин до запорной арматуры, установленной на входе трубопровода на технологическую площадку (например, ДНС, КС, ЦПС, ПСП, УПН) или на выходе с технологической площадки, до объектов магистрального транспортирования нефти и газа, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.

74. Независимо от способа прокладки (подземный, наземный, надземный) должна быть обеспечена надежная и безопасная эксплуатация ПТ с учетом рельефа, грунтовых и природно-климатических условий.

75. Техническими решениями должна быть обеспечена компенсация перемещений ПТ от изменения температуры, воздействия внутреннего давления.

77. Технологические процессы очистки полости ПТ и диагностических работ должны обеспечивать безопасную эксплуатацию ПТ.

78. Запрещается применение резьбовых соединений на ПТ, за исключением технических устройств, входящих в состав ПТ (например, разделители сред, КИПиА).

79. Проектной документацией может предусматриваться применение неметаллических труб и их соединений.

VII. Требования к ОПО МНГК

81. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (буровые установки, пункты измерений, сбора и подготовки, КС) должны быть оснащены рабочей и аварийной вентиляцией с выводом показателей в ЦПУ основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте.

82. На объектах управления следует иметь сигнальные устройства предупреждения об отключении объектов и обратную связь с ЦПУ.

83. На каждый управляемый с ЦПУ объект следует иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.

84. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций направляются в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел или свечу рассеивания.

85. Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций должны осуществляться с последующим разделением и утилизацией жидкости и газа.

86. При пересечении технологических трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ, с трубопроводами негорючих веществ последние располагаются снизу.

87. Стояки выкидных и воздушных линий должны прикрепляться к металлоконструкциям МСП, ПБУ, ПТК и МЭ хомутами. Воздушные и выкидные линии не должны располагаться на мостках, рабочих площадках и других переходах через коммуникации.

88. Для безопасного осмотра и обслуживания надводных элементов МСП, ПБУ, МЭ и ПТК предусматриваются люки, ходы, лестницы, перильные ограждения, специальные смотровые приспособления.

89. Для обеспечения одновременного бурения новых и эксплуатации действующих скважин предусматривается расположение устьев скважин, законченных бурением, на нижнем ярусе (уровне) МСП, а при бурении расположение устьев скважин и ПВО - на верхнем ярусе (уровне) МСП.

90. Для ОПО МНГК разрабатываются мероприятия по предотвращению аварийных выбросов и сбросов в окружающую среду нефти, нефтепродуктов и иных углеводородов (в жидкой и газообразной фазе).

91. На МСП, МЭ, ПБУ и ПТК для сбора отработанного бурового раствора, шлама при очистке бурового раствора устанавливаются специальные контейнеры. На месте установки контейнеров устанавливаются поддоны или выполняется герметичное ограждение со стоком жидкости в общую систему сбора сточных вод.

92. Поддоны и герметичные ограждения, монтируемые на ОПО МНГК вблизи устьев скважин, под техническим оборудованием и другими техническими устройствами, соединяются с общей системой сбора сточных вод, снабжаются подходами и трапами.

93. Газ, выделяющийся при продувках и разрядках скважин, введенных в эксплуатацию, выкидных линий и сосудов, работающих под давлением, утилизируется. При невозможности утилизации газ направляется на факел с учетом того, чтобы его тепловое воздействие не превышало допустимые для работников и технологического оборудования значения. Факельный стояк располагается в подветренной стороне жилого блока с учетом преобладающего направления ветра.

94. Перекачка продукта из одной емкости в другую обеспечивается их обвязкой.

95. В начале и конце подводного трубопровода для транспортирования нефти и газа устанавливаются автоматические запорные устройства для его отключения при аварийных ситуациях. Подводные трубопроводы разделяются на секции, между которыми устанавливаются автоматические запорные устройства.

96. На МСП, МЭ, ПБУ должны быть предусмотрены системы аварийной и светозвуковой сигнализации.

VIII. Общие требования к строительству, реконструкции, капитальному ремонту, техническому перевооружению

Требования при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ОПО нефтегазодобывающей промышленности

98. По окончании строительно-монтажных работ производится ввод ОПО в эксплуатацию. Для пуско-наладочных работ с применением опасных веществ или во взрывоопасных условиях должны быть разработаны технологические регламенты с указанием мер безопасности.

Требования при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ПТ

100. При обнаружении отступлений от требований проектной документации (документации), выявлении фактов использования материалов, не предусмотренных проектной документацией, нарушений порядка и качества выполнения работ строительно-монтажные работы должны быть приостановлены, а обнаруженные дефекты устранены.

101. Необходимость, сроки и методы проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ должны определяться исходя из условий обеспечения безопасной эксплуатации ПТ и требований промышленной безопасности.

102. Решения о сроках, способах и объемах проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ должны приниматься с учетом анализа результатов ревизии и срока службы ПТ.

103. Производство работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту следует начинать после выполнения подготовительных мероприятий, приемки объектов исполнителем работ и письменного разрешения руководства эксплуатирующей организации на производство работ.

104. Перед началом выполнения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ производители работ должны известить о начале и сроках проведения работ организации (собственников), эксплуатирующие сооружения, проходящие в одном техническом коридоре с ПТ, а также органы местного самоуправления, в случае если указанные работы проводятся на территории или защитная зона строящихся объектов заходит на территорию населенных пунктов.

105. Объекты ПТ по завершении реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта в случае замены участков ПТ должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации (документации). В случае проведения ремонтных работ, не связанных с заменой участков ПТ, необходимость проведения испытаний на прочность и проверка на герметичность определяются документацией на проведение указанных работ.

107. При отрицательных температурах окружающей среды или невозможности обеспечить необходимое количество испытательной среды для проведения гидравлических испытаний допускается проведение испытаний ПТ на прочность и герметичность газообразными средами, давлением, не превышающим 11 МПа. Метод проведения испытания должен быть обоснован проектной документацией.

108. По завершении строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта, испытания на прочность и проверки на герметичность ПТ должно быть осуществлено комплексное опробование. Заполнение ПТ транспортируемой средой и его работа после заполнения в течение 72 часов считаются комплексным опробованием ПТ. Заполнение и комплексное опробование должно проводиться в соответствии с планом мероприятий, установленным проектной документацией.

109. До начала проведения пуско-наладочных работ и работ по комплексному опробованию эксплуатирующая организация должна быть укомплектована аттестованными работниками соответствующей квалификации в соответствии со штатным расписанием.

110. Ввод в эксплуатацию вновь построенных ПТ, а также замененных при реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте участков ПТ должен проводиться в соответствии с проектной документацией.

111. При вводе в эксплуатацию вновь построенного ПТ, трасса которого проходит в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, эксплуатирующая организация должна разработать совместно с владельцами других коммуникаций и сооружений технического коридора положение (инструкцию) об условиях совместной эксплуатации линейных сооружений.

Требования при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ОПО МНГК

112. Между плавучими средствами, участвующими в работах на подводных трубопроводах, и береговой базой обеспечивается непрерывная радиотелефонная связь, а также связь с гидрометеорологической службой.

113. При производстве работ на подводном трубопроводе контроль за своевременным и регулярным поступлением информации о прогнозе погоды осуществляет ответственное лицо эксплуатирующей организации.

114. На подводном трубопроводе и в местах его выхода на берег не допускается использование труб с нарушенным антикоррозионным или бетонным покрытием.

115. Эксплуатационные стояки должны крепиться к конструкции стационарных платформ.

116. Трубопроводы до сдачи в эксплуатацию подвергаются наружному осмотру и испытанию на прочность и герметичность. Вид испытания и величины испытательных давлений трубопровода определяются при проектировании.

117. Наружный осмотр подводных трубопроводов проводится в процессе их спуска под воду.

118. Испытание подводного трубопровода проводится по инструкции, предусматривающей порядок проведения данных работ и меры безопасности. Инструкция составляется совместно строительной и эксплуатирующей организациями и утверждается эксплуатирующей организацией. Испытание подводного трубопровода на прочность и проверка на герметичность осуществляются после завершения на нем всех строительно-монтажных работ.

119. По результатам испытания трубопровода на прочность и герметичность составляется акт по форме, утвержденной эксплуатирующей организацией.

120. Трубопровод вводится в эксплуатацию после завершения работ, предусмотренных проектной документацией при наличии средств электрохимической защиты, устройств контроля, автоматики и телемеханики.

122. В случаях, если условия окружающей среды создают угрозу безопасности проведения работ или отрицательно влияют на их качество, организация, непосредственно осуществляющая строительство, эксплуатацию, реконструкцию, капитальный ремонт, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию подводного трубопровода, обязана приостановить работы до наступления благоприятных погодных условий, при которых данные работы могут быть продолжены.

IX. Общие требования к применению технических устройств и инструментов

124. Для взрывопожароопасных технологических процессов должны использоваться системы противоаварийной защиты и газовой безопасности, обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние, в случае критического отклонения от предусмотренных технологическим регламентом параметров.

125. Пуск в эксплуатацию технических устройств, вновь смонтированных после капитального ремонта или ремонта, связанного с конструктивными изменениями, осуществляется при положительных результатах приемо-сдаточных испытаний. Результаты приемо-сдаточных испытаний оформляются актом эксплуатирующей организации.

126. Эксплуатация технического устройства, рабочие параметры которого не обеспечивают безопасность технологического процесса, не допускается.

127. При пуске в работу или остановке технических устройств и технологических систем должны предусматриваться меры по предотвращению образования в них взрывоопасных смесей и пробок, образующихся в результате гидратообразования или замерзания жидкостей.

129. По достижении срока эксплуатации, установленного изготовителем, дальнейшая эксплуатация технического устройства по истечении срока службы не допускается.

130. Критерии предельных состояний и критерии вывода из эксплуатации определяются изготовителем и вносятся в эксплуатационную документацию изготовителя или разработчика технического устройства.

131. Продление срока безопасной эксплуатации технических устройств по истечении срока службы должно осуществляться по результатам проведения экспертизы промышленной безопасности.

X. Требования к применению электрооборудования на ОПО

Организационно-технические требования

132. Электрооборудование ОПО должно быть стойким в отношении воздействия окружающей среды или защищенным от этого воздействия.

134. Расстояние по горизонтали от крайнего провода воздушной ЛЭП напряжением 6 - 10 кВ (при наибольшем его отклонении) до помещения насосной, бытовых и других сооружений должно соответствовать требованиям электробезопасности.

135. Пересечение вертикальной плоскости, проходящей через крайние провода воздушных ЛЭП, с растяжками вышек не допускается.

136. Для обеспечения безопасности людей открытые проводящие части электроустановок (доступные прикосновению проводящие части электроустановки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением при повреждении основной изоляции), корпуса электроустановок (электрооборудования) и корпуса приводного оборудования должны быть заземлены (занулены) и выполнены в соответствии с требованиями настоящей главы.

138. Ремонт технических устройств с приводом от электродвигателя проводится только после выполнения мер, исключающих возможность случайного включения электропривода.

139. Допуск к работе на коммутационном аппарате разрешается после выполнения технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работы, включая мероприятия, препятствующие ошибочному срабатыванию коммутационного аппарата.

141. Перечень помещений с повышенной опасностью, особо опасных помещений, а также особо неблагоприятных условий определяется на основании проектной документации организационно-распорядительным документом организации для каждого структурного подразделения.

142. Вилки приборов, рассчитанных на напряжение 12 - 50 В не должны входить в розетки с более высоким номинальным напряжением.

143. В помещениях, в которых используется напряжение двух и более номиналов, на всех штепсельных розетках должны быть надписи с указанием номинального напряжения.

144. Одиночно установленное техническое устройство должно иметь собственные заземляющие устройства или присоединяться к общему заземляющему устройству установки с помощью отдельных заземляющих проводников.

145. Запрещается последовательное включение в заземляющее устройство нескольких заземляемых объектов (соединение между собой заземляющих устройств разных зданий, сооружений, установок с помощью одного заземляющего проводника).

146. Монтаж, демонтаж и наладка наземного силового электрооборудования, системы электроснабжения, освещения, молниезащиты и заземления должны выполняться работниками, имеющими допуск к обслуживанию и ремонту электрооборудования.

Требования по обеспечению взрывобезопасности. Организационно-технические требования

147. При выборе электрооборудования и электроаппаратуры для ОПО следует руководствоваться классификацией взрывоопасных зон.

148. Любые закрытые помещения, имеющие сообщение с зонами классов 0 и 1, считаются взрывоопасными. Класс их взрывоопасности соответствует классу взрывоопасности сообщающейся зоны.

149. Класс и границы взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей приводятся в приложении N 5 к настоящим Правилам. Размеры взрывоопасных зон определяются при проектировании с учетом особенностей технологического процесса, характеристик опасных веществ, систем вентиляции и других факторов, влияющих на интенсивность возможных утечек и распространение газовоздушных и паровоздушных смесей.

150. Электрооборудование (машины, аппараты, устройства), средства измерений и системы автоматизации, электрические светильники, средства блокировки, телефонные аппараты и сигнальные устройства к ним, устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

151. На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования отечественного и зарубежного производства должны быть оформлены документы об оценке (подтверждении) его соответствия требованиям, установленным нормативными документами, в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне.

152. Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не разрешается.

ОПО МНГК

153. На МСП, МЭ, ППБУ, ПТК и СПБУ выделяются взрывоопасные зоны.

154. Помещения и пространства, относящиеся к взрывоопасным зонам МСП, МЭ, ППБУ, ПТК и СПБУ, указаны в приложении N 5 к настоящим Правилам.

155. Установка электрооборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, во взрывоопасных зонах классов взрывоопасности (далее - зоны) 0, 1 и 2 не допускается.

156. Не допускается устройство отверстий (дверей, окон) между помещениями с зонами 1 и 0.

159. Помещения, в которых проложены только участки трубопроводов для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, не имеющих соединительных фланцев, относятся к взрывобезопасным при условии прокладки труб через стены в гильзах, имеющих уплотнения, исключающие поступление взрывоопасных смесей в помещения.

161. В зонах не допускается хранение использованной ветоши и обтирочных материалов.

162. Кратность воздухообмена в помещениях с зонами должна быть не менее 6 в час, а при аварийном режиме должен быть обеспечен не менее чем 8-кратный воздухообмен в час по полному внутреннему объему помещений.

164. Датчики газоанализаторов на ПДК сернистого водорода устанавливаются под рабочей площадкой буровой (в районе отклонения потока) и в помещениях, где возможно выделение сернистого водорода.

Электрообеспечение и электрооборудование технологических систем ОПО МНГК

166. Энергетические установки размещаются вне взрывоопасных помещений и зон.

167. В качестве аварийной энергетической установки применяется дизель-генератор, оборудованный системами автоматического пуска дизеля. Пуск аварийной энергоустановки обеспечивается без потребления электроэнергии извне в течение общего времени пуска дизеля и приема нагрузки генератором, не превышающего 45 секунд.

168. Аварийная энергетическая установка размещается в отдельном помещении, исключающем ее повреждение при авариях в месте размещения основных и вспомогательных энергетических установок.

169. Управление энергетическими установками осуществляется как с ЦПУ, так и с пультов, расположенных в помещениях каждой установки.

170. Посты управления энергетическими установками оснащаются мнемосхемами. На мониторе автоматизированной системы управления технологическими процессами в ЦПУ отражаются указанные мнемосхемы.

171. На входах в автоматизированные машинные отделения вывешиваются знаки безопасности с надписью: "Внимание! Механизмы запускаются автоматически".

172. Выхлопные трубы энергетических установок выводятся из помещений наружу с учетом преобладающего направления ветра и оборудуются глушителями-искрогасителями.

173. Не допускается применение устройств, изменяющих противодавление на выхлопе и разряжение на входе двигателя энергетической установки, не согласованных с заводом - изготовителем двигателей.

174. Во избежание скопления в воздухопроводах энергетических установок паров топлива или масла следует очищать их от масляных наслоений не реже одного раза в 6 месяцев паром или допущенным к применению моющим средством с последующей продувкой сжатым воздухом.

175. Электрические сети на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК изолируются, в том числе сети трехфазного переменного тока напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью. Нейтраль электрических сетей напряжением свыше 1000 В заземляется через высокоомный резистор.

177. На кабельный шкаф наносится четкая надпись с указанием номеров кабелей и номеров распределительных устройств, к которым присоединены кабели, их напряжений, а также наносятся знаки безопасности.

178. Для соединения кабелей напряжением свыше 1000 В применение кабельных шкафов не допускается.

179. Заземление передвижной электролаборатории или отдельного аппарата производится присоединением их корпусов к металлоконструкциям ОПО МНГК с помощью болтового соединения или заземляющей струбцины.

180. При осмотре, ремонтных работах или укладке кабеля после ремонта исключается случайная подача напряжения в укладываемый, осматриваемый или ремонтируемый кабель.

181. После окончания работы и получения письменного подтверждения руководителя работ ответственный дежурный по энергоснабжению лично убеждается в прекращении этих работ, делает об этом запись в наряде-задании, после чего включается питание.

182. Не допускается одновременное проведение испытания и ремонтных работ различными бригадами в пределах одного присоединения.

183. До подъема поврежденного кабеля на борт кабелеукладочного судна кабель отключается с двух сторон и заземляется.

184. На металлической вышке, мачте и прочих возвышающихся над МСП, ПБУ, МЭ и ПТК конструкциях допускается не устанавливать молниеотводное устройство, если конструктивно предусмотрен надежный электрический контакт вышки, мачты с металлоконструкцией МСП, ПБУ, МЭ и ПТК.

185. Соединения между молниеприемником, токоотводом и заземлителем выполняются сваркой или болтовыми зажимами из меди (медных сплавов) или из стали с защитным покрытием от коррозии.

186. При приеме (передаче) топлива и сыпучих материалов с судна с помощью гибких специальных электропроводных шлангов обеспечивается непрерывное электрическое соединение между трубопроводами судна и МСП, ПБУ, МЭ или ПТК.

187. Для защиты от статического электричества металлическая арматура, емкости, трубопроводы, воздуховоды, сливоналивные устройства, расположенные внутри помещений ОПО МНГК и вне их, заземляются. Неэлектропроводные вставки шунтируются электропроводными перемычками и заземляются.

188. Одиночно установленное техническое устройство (оборудование, емкость, аппарат, агрегат) заземляется самостоятельно или присоединяется к общей заземляющей магистрали ОПО МНГК, расположенной вблизи оборудования, с помощью отдельного заземляющего провода (шины). Не допускается последовательное включение в заземляющую шину (провод) нескольких заземляющих объектов.

189. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК допускается применение только электроустановок с изолированной нейтралью при напряжении до 1000 В и нейтралью, заземленной через высокоомный резистор при напряжении свыше 1000 В. При этом предусматривается контроль изоляции с автоматической сигнализацией о понижении сопротивления изоляции сети.

190. Для обеспечения безопасности металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводимое этими двигателями оборудование заземляются - соединяются заземляющими проводниками с заземлителем.

192. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям выполняется сваркой, а присоединение к корпусам электрооборудования - сваркой или болтовыми соединениями. Присоединение заземляющих проводников производится в местах, доступных для осмотра.

194. Не допускается применять для заземления корпуса стальные тросы и швартовы.

195. Переносное заземление предварительно присоединяется к металлоконструкции ОПО МНГК, а затем накладывается на токоведущие части и надежно крепится к ним с помощью струбцин, зажимов и других приспособлений.

196. Не допускается использовать для заземления проводники, не предназначенные для этой цели, а также присоединять заземление скруткой.

XI. Требования к подготовке и аттестации работников

Организационно-технические требования

197. Подготовка и аттестация в области промышленной безопасности работников, в том числе руководителей, проводятся в соответствии с требованиями, установленными статьей 14.1 Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2018, N 31, ст. 4860).

198. Работники, привлекаемые к работам по диагностике состояния сооружений, оборудования и других технических средств, должны пройти проверку знаний и получить право на ведение таких работ.

199. Работники должны владеть приемами оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

200. К руководству и ведению работ по бурению, освоению, ремонту, реконструкции, консервации и ликвидации скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче, сбору и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие профессиональное образование, соответствующее занимаемой должности, и аттестованные в области промышленной безопасности.

201. Работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту, реконструкции, консервации и ликвидации скважин, ведению геофизических и ПВР на скважинах, раз в 2 года должны дополнительно проходить проверку знаний по контролю и управлению скважиной при ГНВП. Данное требование не распространяется в отношении работников, осуществляющих авторский надзор и научное сопровождение внедрения технологических процессов, технических устройств и инструмента.

202. Работники комплексных бригад при необходимости выполнения работ, требующих совмещения профессий, должны пройти обучение и получить соответствующую квалификацию по видам выполняемых работ, а также иметь допуски к самостоятельной работе по совмещаемым профессиям.

203. Работники, прибывшие на ОПО для работы, должны быть ознакомлены с опасными и вредными производственными факторами, признаками их проявления, действиями по конкретным видам тревог, другими вопросами, входящими в объем вводного инструктажа.

204. Сведения о проведении инструктажа фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

Требования к работникам ОПО МНГК

205. Не допускается прием на работу на ОПО МНГК лиц моложе 18 лет.

206. К управлению грузоподъемными устройствами допускаются лица, отвечающие квалификационным требованиям, а также требованиям, установленным в руководствах (инструкциях) организации-изготовителя по эксплуатации этих устройств, и имеющие группу по электробезопасности не ниже II.

207. Работники, привлекаемые к строповке и обвязке грузов, перемещаемых грузоподъемными устройствами с применением грузозахватных приспособлений, должны иметь уровень квалификации, соответствующий профессии "стропальщик".

209. В составе работников МСП, ПБУ, МЭ и ПТК создается аварийная бригада, обученная работать в дыхательных аппаратах.

XII. Требования безопасности при производстве буровых работ

210. Скважины, указанные в пункте 2 настоящих Правил, должны закладываться за пределами границ зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения, охранных зон ЛЭП, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.

211. Основным документом на производство буровых работ является рабочий проект, разработанный пользователем недр и утвержденный в соответствии с требованиями раздела XIV настоящих Правил, других нормативных правовых актов, регламентирующих порядок проектирования.

212. Пуск в работу буровой установки, вспомогательных сооружений и технических устройств на участке ведения буровых работ производится после завершения и проверки качества вышкомонтажных работ, опробования технических устройств, при наличии укомплектованной буровой бригады и положительных результатов испытаний и проверок, указанных в пункте 313 настоящих Правил.

213. Копия акта о пуске в работу буровой установки направляется в территориальный орган Ростехнадзора для сведения в срок, не превышающий 3 рабочих дня с момента пуска буровой установки в работу.

214. При выполнении специальных работ силами буровой бригады (например, передвижка буровой установки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные работы повышенной сложности) рабочие бригады должны пройти дополнительное обучение и получить допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

215. На всех этапах производства буровых работ (в том числе выполняемых подрядчиками, субподрядчиками) должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта.

216. Контроль за ходом производства буровых работ, качеством выполнения этих работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться пользователем недр (заказчиком), организацией, осуществляющей производство буровых работ, и другими субъектами хозяйственной деятельности, уполномоченными пользователем недр.

217. Производство буровых работ в специфических условиях (в ММП; на месторождениях с содержанием в нефти (газе) более 6% (объемных) сернистого водорода; с кустовых площадок; ОПО МНГК; для добычи метана из угольных пластов) должно проводиться с применением дополнительных мер безопасности, установленных разделами XXVII, XLVII, XXVIII, XXIX настоящих Правил.

XIII. Проведение буровых работ и ремонт скважин на ОПО МНГК

Организационно-технические требования

218. Бурение нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с документацией на производство буровых работ (рабочим проектом), один экземпляр которой (или ее электронная версия) должен быть на месте выполнения работ.

219. Общее руководство буровыми работами возлагается на начальника ОПО МНГК, а на период его отсутствия - на лицо, исполняющее его обязанности.

220. Швартовка судов к ПБУ допускается только при благоприятных метеоусловиях в специально отведенном месте с разрешения капитана ПБУ. Не допускается швартовка судов, прием и передача грузов в период постановки ПБУ на точку бурения.

221. До наступления периода льдообразования и дрейфа ледовых полей, опасных для эксплуатации ПБУ, эксплуатирующая организация своевременно выводит ПБУ из опасного района.

222. При усилении волнения моря и ветра, когда перемещения ПБУ над точкой бурения выходят за допустимые пределы, установленные в эксплуатационной документации, а также в случае появления дрейфующих ледяных полей бурение прекращается и производится расстыковка бурового райзера от устья для ухода ПБУ на безопасное расстояние. При этом выполняются мероприятия, обеспечивающие повторный ввод бурильного инструмента в скважину при возврате ПБУ на точку производства работ. Работы по бурению скважины продолжаются только после проверки герметичности нижнего соединительного узла райзера с блоком ППВО и соединений выкидных линий (глушения и дросселирования).

223. На весь цикл бурения скважины необходимо иметь собранный и установленный на подсвечнике инструмент для подвешивания бурильной колонны в подводном устьевом или ПВО на случай отсоединения соединительного узла райзера от блока ППВО.

224. На весь период использования ППВО (после монтажа и до демонтажа) необходимо обеспечить работоспособность не менее двух гидравлических линий управления ППВО.

225. Порядок действий по экстренному снятию ПБУ с точки бурения (аварийному отсоединению от устья скважины) при неблагоприятных гидрометеорологических условиях, в случае образования грифона под ПБУ и возникновения связанной с этим опасности и при других условиях, представляющих угрозу безопасности ПБУ, должен быть определен в ПЛА.

226. На ПБУ ведется постоянный учет веса и размещения материалов, топлива, воды и других грузов.

228. При бурении и выполнении других технологических операций оператор системы позиционирования ПБУ постоянно контролирует положение ПБУ над скважиной, горизонтальные перемещения ПБУ и угол наклона бурового райзера.

229. Допускается производство буровых работ при гидрометеорологических условиях, соответствующих руководству по эксплуатации ПБУ.

230. Разрешение на выполнение отдельных технологических операций и применение ограничений эксплуатации бурового оборудования, а также указания о прекращении бурения и отсоединении бурового райзера по гидрометеорологическим условиям выдаются начальником ПБУ.

232. Всеми работами по герметизации и отсоединению от устья скважины руководит начальник ПБУ.

233. При необходимости ухода от подводного устья скважины, когда скважиной вскрыты пласты с аномально высоким пластовым давлением или продуктивные горизонты, герметизация устья скважины проводится при нахождении бурильного инструмента в башмаке последней обсадной колонны.

234. Перед началом бурения пилотного ствола скважины (для определения возможного наличия газа в верхних интервалах геологического разреза) на МСП, ПБУ и МЭ, с которых выполняется бурение, приготавливается раствор глушения для ликвидации возможного газопроявления неглубоко залегающего (приповерхностного) газа и подготавливаются мероприятия по обеспечению безопасности и оперативного реагирования для предотвращения потери контроля над скважиной. Контроль над устьем осуществляется с помощью телекамеры.

235. В процессе бурения пилотного ствола обеспечивается наблюдение за поверхностью акватории вокруг МСП, ПБУ и МЭ.

236. Буровая установка оборудуется системой верхнего привода (верхним силовым приводом).

237. Буровой комплекс оборудуется не менее чем двумя стояками манифольдов буровых насосов.

238. Трубы со стеллажей подаются на приемный мост с помощью кранов или автоматизированных систем, установленных на ОПО МНГК. Скатывание труб со стеллажей на приемный мост не допускается.

239. В случае неблагоприятных гидрометеорологических условий начальник бурового комплекса принимает решение о прекращении или приостановке спуско-подъемных операций.

240. Выбуренная порода и отработанные промывочные жидкости утилизируются.

241. При применении порошкообразных материалов (глинопорошок, цемент, химреагенты) устанавливается герметичное оборудование с устройством для пневмотранспорта.

242. Цементирование колонны в скважине проводится цементировочным оборудованием, расположенным на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК или специализированном судне.

243. Места установки запорной арматуры на трубопроводах пневмотранспортной системы, расположенных на высоте, оборудуются площадками обслуживания с перильными ограждениями и трапами (лестницами).

244. Танки хранения и разгрузочные танки (разгрузители) оборудуются быстрооткрывающимися люками-лазами.

245. Крышка люка-лаза оснащается уплотнением и фиксирующим устройством в открытом положении.

246. Все трубопроводы маркируются по типу транспортируемого агента с указанием направления его движения.

247. На трубопроводах пневмотранспортной системы в местах возможных отложений порошкообразного материала и образования пробок устанавливаются продувочные клапаны с подводом сжатого воздуха.

248. Вывод отработанного воздуха от циклонов осуществляется с одной из противоположных сторон ОПО МНГК в зависимости от направления ветра.

Формирование подводного устья скважины

249. Формирование подводного устья скважины проводится по плану безопасного ведения работ, утвержденному эксплуатирующей организацией. План учитывает состояние дна моря, тип и способ спуска и установки опорной плиты (при наличии), направляющего основания, спускаемой обсадной колонны и рекомендации заводов-изготовителей указанного оборудования.

250. До начала работ по формированию устья скважины руководитель буровых работ проводит инструктаж работников по основным технологическим особенностям работ, связанных с формированием подводного устья скважины, а также по безопасной эксплуатации буровой установки. Проведенный инструктаж регистрируется в журнале инструктажей.

251. Пуск в работу буровой установки, вспомогательных сооружений и технических устройств производится после опробования технических устройств, при наличии укомплектованной буровой бригады и положительных результатов испытаний и проверок.

252. Перед началом бурения скважины технический руководитель эксплуатирующей организации утверждает акт готовности буровой установки. Копия акта о пуске в работу буровой установки направляется в территориальный орган Ростехнадзора для сведения.

253. Распоряжение ответственного лица о начале работ по формированию подводного устья скважины фиксируется в судовом и буровом журналах.

254. Не допускаются работы по формированию устья скважины без стабилизации (ориентации) ПБУ на точке бурения.

255. Установка опорной плиты (при ее наличии) на створках спайдерной площадки проводится так, чтобы центр плиты совпадал с осью спускаемого инструмента (центром ротора).

256. Нахождение людей на створках спайдерной площадки при их перемещении не допускается.

257. Работать на превенторной (спайдерной) площадке и других местах, связанных с опасностью падения в море, следует в спасательных жилетах и надежно закрепленных за конструкцию ОПО МНГК страховочных поясах.

258. Опорная плита (при ее наличии) устанавливается на ровную поверхность дна моря с уклоном не более одного градуса.

259. Посадка опорной плиты (при ее наличии) на грунт производится с использованием компенсатора качки для обеспечения плавной посадки плиты и предотвращения удара.

260. До начала вращения барабана шлангокабеля управления ППВО при спуске или подъеме блока ППВО необходимо отсоединить от барабана соединительную коробку шлангокабеля, связывающего барабан с гидросиловой установкой.

261. Спуск ППВО и бурового райзера необходимо проводить при вертикальном перемещении ПБУ не более величины, соответствующей техническим характеристикам данного типа установки.

262. При применении компенсатора вертикальных перемещений бурильной колонны для спуска секций райзера с ППВО и стыковки ППВО с подводным устьем скважины компенсатор предварительно регулируется на поддержание веса бурового райзера на величину, установленную документацией на строительство скважины.

263. При спуске секций райзера с ППВО через каждые 8 - 10 м проводится крепление шлангокабелей системы управления с помощью хомутов к линиям глушения и дросселирования на секциях райзера или к канатам коллектора.

264. При спуске секций райзера с ППВО проводится опрессовка линий глушения и дросселирования на давление, не менее максимально ожидаемого на устье скважины.

265. Стыковка ППВО с подводным устьем скважины проводится при включенном компенсаторе вертикальных перемещений бурильной колонны, процесс контролируется с помощью телеуправляемого подводного аппарата.

266. После спуска бурового райзера с ППВО и установки дивертора проверяется на герметичность уплотнение корпуса дивертора, пакера дивертора, задвижка линии потока, задвижки аварийного сброса и долива, а после соединения корпуса дивертора с растворопроводом проверяется его герметичность.

267. Проверка надежности стыковки ППВО с устьем скважины проводится в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации изготовителя ППВО с последующей гидравлической опрессовкой на давление, не менее ожидаемого на устье.

268. Визуальный контроль за соединениями бурового райзера, блока ППВО под водой осуществляется с помощью телеуправляемого подводного аппарата.

Испытание и освоение скважин на ОПО МНГК

269. Испытание и освоение скважин на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК проводятся на основании плана безопасного ведения работ, разработанного и утвержденного эксплуатирующей организацией.

270. В период опробования скважины вблизи МСП, ПБУ, МЭ и ПТК постоянно должно находиться АСС.

272. Продукция опробования скважины проходит через сепаратор, а затем подается на факел, расположенный с подветренной стороны МСП, ПБУ, БС и МЭ.

273. Производительность горелок для блока сжигания продукции скважины определяется в соответствии с ожидаемым количеством продукции испытываемой скважины.

274. При сжигании продукции опробования скважины необходимо регулировать подачу воды и воздуха на факел для обеспечения бездымного сжигания продукции скважины.

275. Работы по испытанию (освоению) скважины с подводным расположением устья начинаются только после функциональной проверки работоспособности ППВО, опрессовки ППВО с эксплуатационной колонной, проверки работоспособности блока клапанов подводной фонтанной арматуры (испытательной и добычной) и проверки герметичности лифтовой колонны и палубного испытательного оборудования.

276. Для скважин с подводным расположением устья требуется проверка работоспособности блока клапанов подводной фонтанной арматуры (испытательной и добычной) для сжигания продукции скважины.

Обслуживание скважин на ОПО МНГК

277. Обслуживание устьев морских скважин на МСП и ПТК осуществляется не менее чем двумя работниками.

278. Фонтанная скважина оборудуется внутрискважинным клапаном-отсекателем и фонтанной арматурой с задвижками-отсекателями с дистанционным управлением.

279. Станция управления внутрискважинными клапанами-отсекателями и устройство дистанционного управления задвижками фонтанной арматуры устанавливаются в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны.

280. Работоспособность внутрискважинных клапанов-отсекателей и задвижек-отсекателей проверяется по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией, в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

281. В фонтанирующих скважинах проводится мониторинг давления в трубном и затрубном пространствах.

282. Не допускается эксплуатация скважин с давлением в межколонном пространстве, вызванным негерметичностью обсадных колонн.

283. Трубопроводы от устья скважин до технологических установок прокладываются в один ярус и рассчитываются на полуторакратное рабочее давление. На трубопроводе в начале и в конце краской наносятся номер скважины и направление потока.

284. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов и другого технологического оборудования проводятся через блок продувки и разрядки.

XIV. Требования к разработке рабочего проекта производства буровых работ

286. Разрешается включение скважин, имеющих отклонение по рабочему проекту на бурение группы скважин по вертикальной глубине 400 м между наиболее и наименее глубокой скважиной, при этом отличие по длине ствола между наиболее и наименее протяженной скважиной не должно превышать 4000 м.

287. Производство буровых работ на каждой последующей скважине по рабочему проекту на бурение группы скважин должно осуществляться с учетом опыта проводки предыдущих скважин.

289. Повторное использование рабочего проекта оформляется протоколом комиссии, создаваемой пользователем недр (заказчиком), и согласовывается с проектной организацией. В протоколе указываются площадь (участок месторождения) и номера новых скважин.

290. Разрабатываемый рабочий проект должен учитывать опыт производства буровых работ на скважинах данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, обеспечивать надежность и безопасность последующей эксплуатации скважины.

292. Конструкция и схема колонной устьевой обвязки, фонтанной арматуры должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, возможность герметизации трубного, затрубного и межтрубных пространств, возможность выполнения технологических операций в скважине, глубинные исследования, отбор проб и контроль устьевого давления и температуры.

293. При возникновении в процессе производства буровых работ осложнений (ГНВП, поглощения, обвалы и другие) оперативные решения по отклонению от параметров, предусмотренных в рабочем проекте, принимаются буровым подрядчиком с последующим уведомлением заказчика.

294. В процессе производства буровых работ организация, разработавшая рабочий проект, осуществляет авторский надзор, в том числе при реализации природоохранных мероприятий.

XV. Требования к конструкции скважин

296. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

297. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

298. До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

299. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых обсадных колонн устанавливается в рабочем проекте и выбирается исходя из оптимальных величин, установленных практикой производства буровых работ и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

300. Подвесное и герметизирующее устройство потайной колонны должно устанавливаться выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин. Подвесное и герметизирующее устройство нецементируемого хвостовика, устанавливаемого в продуктивном пласте, должно располагаться выше башмака предыдущей обсадной колонны.

303. Допускается эксплуатация скважин, пробуренных до вступления в силу настоящих Правил, без колонных головок при условии обеспечения герметичности пространства между обсадными колоннами.

304. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн и колонных головок по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и другие деформации) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасности производства буровых работ и эксплуатации скважины устанавливаются рабочим проектом или иной документацией, содержащей аналогичные требования.

305. Конструкция скважины должна предусматривать возможность капитального ремонта скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

XVI. Требования к подготовительным и вышкомонтажным работам

306. Размер земельного участка для производства буровых работ должен иметь площадь, обеспечивающую соблюдение требований промышленной безопасности, установленные проектом на строительство скважины.

307. При производстве буровых работ на землях сельскохозяйственного назначения следует руководствоваться установленными требованиями по обороту земель сельскохозяйственного назначения.

308. Площадки для монтажа буровой установки следует планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора и очистки. Манифольды ПВО должны располагаться с уклоном от устья скважины.

309. Техническая документация на транспортирование крупного блока с вышкой, отдельно вышки в вертикальном положении, блоков мобильных буровых установок утверждается руководством организации, осуществляющей вышкомонтажные работы, после согласования трассы со всеми заинтересованными организациями. Работы выполняются под руководством ответственного работника, имеющего допуск к руководству такими работами.

312. Якоря ветровых оттяжек (при наличии) вышки (мачты) должны быть испытаны на нагрузки, установленные инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

313. После монтажа буровой установки производятся испытания на герметичность нагнетательных трубопроводов, воздухопроводов, систем управления оборудованием и блокировок, проверка качества заземления оборудования и заземляющих устройств.

XVII. Требования к применению технических устройств и инструментов при производстве буровых работ

314. Технические характеристики и комплектность оборудования буровой установки, вспомогательного оборудования, необходимого для проведения буровых работ, устанавливаются рабочим проектом.

317. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу должен производиться с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика и местного поста управления.

318. Управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту должно быть дистанционным. Работы с перемещением грузов весом свыше 30 кг должны быть механизированы.

319. Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места работы и перемещения груза. Разрешается устанавливать дублирующий пульт управления.

321. Все закрытые помещения буровой установки, где возможно возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей, оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями санитарных норм и правил. Режим работы вентиляции от момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания бурения скважины должен быть постоянным. При достижении 20% нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами должен включаться предупредительный сигнал, а при достижении 50% предела должно быть обеспечено полное отключение оборудования и механизмов.

323. При производстве буровых работ на кусте скважин передвижка подвышечного основания вышки должна обеспечиваться специальными техническими устройствами, обеспечивающими восприятие инерционной нагрузки при передвижке в зависимости от массы бурильных свечей, находящихся за пальцами. В процессе эксплуатации буровой вышки должна исключаться возможность скопления воды в ее элементах.

324. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть застрахованы от падения.

325. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае возникновения аварийной ситуации. Устройство должно быть расположено за пределами вышки и обеспечивать эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.

326. Буровая вышка и ее крепление к основанию должны быть рассчитаны (при коэффициенте устойчивости 1,4) на опрокидывающий момент при скорости ветра 33,5 м/с и наличии полного комплекта бурильных свечей за пальцами без учета влияния оттяжек. Крепление вышки к основанию или фундаменту с учетом оттяжек должно предотвращать ее опрокидывание.

328. На буровых насосах должны быть установлены компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом. Конструкция компенсатора давления должна предусматривать установку манометра для измерения давления в газовой полости и обеспечивать возможность сбрасывания давления до нуля.

329. Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод - к блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными элементами для предотвращения эрозионного износа. Конструкция крепления элементов нагнетательного трубопровода к металлоконструкциям должна предусматривать возможность центровки талевой системы по отношению к оси скважины. На соединение фланцев нагнетательного трубопровода устанавливаются съемные металлические хомуты.

331. В системе управления автоматическим ключом должна предусматриваться возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка в целях предотвращения случайного включения.

332. На корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк), должна быть указана их допускаемая грузоподъемность.

333. Механические передачи, муфты сцепления, шкивы, другие вращающиеся и движущиеся элементы оборудования, а также их выступающие части должны иметь ограждения.

334. Порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования устанавливается буровой организацией с учетом инструкций по эксплуатации, представляемых производителем продукции.

335. Пневматическая система буровой установки (трубопроводы, краны, соединения) должна быть испытана на заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных работ пневмосистема должна быть испытана давлением, в 1,25 раза превышающим рабочее, но не менее чем на 0,3 МПа.

336. Для подъема деталей весом более 300 Н (30 кгс) должны использоваться грузоподъемные механизмы (например, тали).

337. При проведении ремонтных работ должны использоваться приспособления и технические устройства, обеспечивающие безопасность работников.

338. Предохранительные устройства насоса должны срабатывать при давлении, превышающем на 10% максимальное рабочее давление насоса, соответствующее диаметру установленных цилиндровых втулок.

339. Если горизонты с возможным ГНВП вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями ЦС должны быть запорные устройства.

340. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле давления). Выкидная линия от пусковой задвижки должна быть прямолинейной и надежно закреплена с уклоном в сторону слива.

341. На буровых установках с регулируемым приводом насоса монтаж пусковых задвижек не обязателен, но должна быть установлена задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.

344. Ходовой и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки.

345. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей должны быть ограждены и иметь ограничители хода.

346. Машинный ключ кроме рабочего каната оснащается страховочным канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока или ноге вышки. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 50 - 100 мм.

347. Оснастка талевой системы должна соответствовать требованиям рабочего проекта для данного интервала проходки ствола и техническим условиям эксплуатации буровой установки.

349. Металлический пол люльки верхового рабочего должен быть рассчитан на нагрузку не менее 130 кгс и иметь перильное ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного ограждения должна быть не менее 1 м. Люлька должна быть застрахована от падения.

350. При механизированном осуществлении спускоподъемных операций без участия верхового рабочего на вышке должна быть установлена площадка для обслуживания механизмов автомата спускоподъемных операций.

351. При спускоподъемных операциях с участием верхового рабочего, его рабочая площадка должна быть оборудована пальцами с шарнирными головками для установки свечей бурильных труб, застрахованных канатом от падения в случае их поломки, и подвижной по высоте люлькой для обеспечения безопасной работы со свечами, имеющими отклонение от средней длины.

352. Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока должно проверяться на срабатывание перед началом работы каждой вахты (смены).

353. Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.

356. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущие трубы определяется рабочим проектом.

357. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, других элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов.

358. Буровые организации должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.

XVIII. Требования безопасности к проходке ствола скважины

361. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.

362. Проведение работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина - пласт, в том числе при бурении на депрессии и равновесии, с использованием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с рабочим проектом.

363. Буровая организация должна разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых осложнений.

365. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора.

366. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением ВМ (детонирующих шнуров, торпед и другого специализированного оборудования) должны проводиться по плану, разработанному и согласованному совместно буровой организацией и организацией, имеющей в соответствии с Федеральным законом от 4 мая 2011 г. N 99-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 19, ст. 2716; 2020, N 31, ст. 5029) лицензию на проведение этого вида работ, с учетом требований безопасности при взрывных работах.

367. Перед спуском в скважину нестандартных элементов бурильной колонны должен быть составлен эскиз этого инструмента с указанием размеров, его местоположение в компоновке бурильной колонны, зафиксированное в буровом журнале и суточном рапорте буровой бригады.

368. Для разбуривания внутренних деталей технологической оснастки, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует применять компоновки низа бурильной колонны и технологии, предохраняющие от повреждения обсадных колонн.

XIX. Требования безопасности к спускоподъемным операциям

370. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.

371. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

372. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или в элеватор.

373. Скорости спускоподъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются рабочим проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в технологический регламент по скорости спускоподъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

374. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).

375. На устье необходимо устанавливать устройство, предотвращающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб.

376. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны быть застрахованы от выпадения из-за пальца.

378. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования) с записью в журнале проверки оборудования.

380. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы.

381. При применении трубного раскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку трубного раскрепителя. Работа трубного раскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.

382. В процессе производства буровых работ и после окончания долбления отрыв от забоя и подъем из свежепробуренного ствола скважины следует производить на пониженной скорости буровой лебедки.

383. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутой стреле механизма подачи труб.

XX. Требования безопасности к применению буровых растворов

384. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ.

385. Буровой подрядчик должен осуществлять контроль наличия документов, подтверждающих соответствие химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических и промывочных жидкостей.

386. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

388. В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность бурового раствора, но при этом максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

389. В интервалах, склонных к потере устойчивости стенок ствола и текучести пород, параметры бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом противодавление на горизонты в процессе циркуляции не должно превышать давления гидроразрыва пласта для всего интервала совместимых условий бурения.

390. При бурении с давлением на забое меньшим, чем пластовое давление, депрессия на стенки скважины должна быть не более 15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).

393. Обработка и приготовление бурового раствора производятся в соответствии с рабочим проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями главы XXXIII настоящих Правил, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.

394. При производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях буровой установки, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его оперативного приготовления.

397. При использовании буровых растворов на углеводородной основе, температура вспышки которой не превышает максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины на 50 °C, должны устанавливаться датчики контроля концентрационных пределов распространения пламени в соответствии с требованиями пункта 911 настоящих Правил.

398. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на бурение скважины.

XXI. Требования безопасности к процессу крепления ствола скважины

399. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту.

400. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и согласованным пользователем недр (заказчиком). К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и их цементирования, анализ компонентов тампонажной смеси, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

401. При возникновении в процессе производства буровых работ недоспуска обсадной колонны, оперативное решение об изменении положений рабочего проекта принимается после согласования с заказчиком и последующим уведомлением проектной организации.

402. Планирование процесса крепления ствола скважины должно проводиться на основании информации, полученной по результатам ГИС в процессе бурения и (или) каротажных работ.

403. Применение компонентов тампонажной смеси без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

404. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

405. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора по лабораторному анализу.

407. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются рабочим проектом на бурение скважины, а места установки уточняются с учетом фактического состояния ствола скважины по материалам ГИС.

408. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться непрерывная приборная регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

411. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

414. Обсадную колонну на время ОЗЦ необходимо оставлять на весу.

415. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

416. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается планом работ, разработанным исполнителем тампонажных работ, согласованным буровым подрядчиком и утвержденным пользователем недр (заказчиком).

418. Для определения фактического состояния цементного камня за обсадными колоннами проводятся ГИС. Применение иных способов исследования состояния цементного камня за обсадными колоннами должно быть обосновано в рабочем проекте на бурение скважины.

419. Отчеты по результатам спуска обсадной колонны и ее цементирования (акты, диаграммы, меры колонн, результаты ГИС и иных исследований о состоянии цементного камня и другие документы) включаются в дело (паспорт) скважины, который хранится на протяжении всего периода ее эксплуатации.

XXII. Требования к проведению испытаний крепи скважин на герметичность

422. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ.

425. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

XXIII. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО

426. Буровые и ремонтные организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

439. После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной.

443. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 - 400 мм ниже плашек превентора. Диаметр специальной трубы должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран. На устье скважины специальная труба с навернутым шаровым краном опрессовывается на давление совместной опрессовки ПВО с обсадной колонной.

444. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

445. Для беспрепятственного доступа работников к установленному на устье ПВО под буровой должен быть сделан твердый настил.

446. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

447. В составе ПВО ОПО МНГК должно быть не менее четырех превенторов, в том числе один со срезающими плашками и один универсальный. Рабочее давление превенторов ПВО должно превышать не менее чем на 15% ожидаемое давление на устье скважины при закрытии во время фонтанирования.

448. Пультом управления превенторами обеспечивается их дистанционное закрытие и открытие. Превентором со срезающими плашками обеспечивается срезание наиболее прочной трубы, предполагаемой к спуску в скважину. Объемом гидроаккумулятора обеспечивается двойной полный цикл работ при открытии-закрытии превенторов при отключении электроэнергии.

449. На ПБУ с подводным расположением устья проводится опрессовка каждого превентора в сборке ППВО на стенде на рабочее давление. Перед спуском производится проверка работоспособности превенторов. После каждой спущенной колонны производится опрессовка плашечных и универсального превенторов на рабочее давление с использованием тест-пакера и опрессовка превентора с глухими срезающими плашками на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

450. Трапно-факельные и сепарационные установки размещаются на открытых площадках МСП, ПБУ, МЭ, ПТК в соответствии с ожидаемыми условиями работы по давлению и производительности. При проведении работ в условиях низких температур линии глушения и дросселирования ПВО заполняются незамерзающей жидкостью. Противовыбросовый манифольд вместе с линией от сепаратора бурового раствора на желоб оборудуется устройством для продувки.

451. При проведении спуско-подъемных операций на скважине, входящей в состав ОПО МНГК, осуществляется непрерывное автоматическое измерение и регулирование объема бурового раствора в скважине.

452. При ГНВП на скважине, входящей в состав ОПО МНГК, разгазированная жидкость через штуцерную линию поступает в систему сепарации и дегазации. Отсепарированный газ направляется на сброс, а жидкость - в циркуляционную систему для ее обработки.

453. Эксплуатирующая МСП, ПБУ, МЭ и ПТК организация при подводном расположении ПВО разрабатывает инструкцию по плановой и аварийной отстыковке ППВО с учетом результатов безопасной эксплуатации бурового райзера и его отстыковок на разных глубинах моря при разных углах его отклонения от вертикали в нижнем соединительном устройстве.

XXIV. Предупреждение ГНВП и открытого фонтанирования скважин, действия в случае аварии или чрезвычайной ситуации

Организационно-технические требования

455. При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу или ПАСФ и действовать в соответствии с ПЛА. После герметизации должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.

456. После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

457. Для предупреждения ГНВП и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается рабочим проектом с учетом допусков по пункту 387 настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

459. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, ГИС, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

461. При бурении в продуктивных пластах механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

462. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% (объемных), то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

463. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии ГНВП, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

464. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, ПАСФ и заказчиком.

465. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА.

466. Технические устройства, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, определенные проектной документацией, должны находиться всегда в полной готовности на складах организаций, эксплуатирующих ОПО нефтегазового комплекса.

468. При поступлении пластового флюида в скважину в процессе подъема бурильной колонны из интервала необсаженного ствола, следует подъем остановить, промыть скважину в течение одного цикла, спустить бурильную колонну до забоя, произвести промывку скважины не менее двух циклов с приведением всех параметров промывочной жидкости в соответствие с ГТН (определить причину поступления пластового флюида и принять меры), после чего произвести подъем бурильной колонны.

470. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи и все работающие должны быть предупреждены о том, что требуется повышенное внимание в связи со вскрытием продуктивного пласта.

Действия в случае аварии или чрезвычайной ситуации на ОПО МНГК

471. Для предупреждения ГНВП и открытых фонтанов следует выполнять требования инструкций по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, разработанных организацией, эксплуатирующей ОПО.

472. В случае возникновения открытого фонтана представитель организации - исполнителя буровых работ оповещает об этом ПАСФ, руководство эксплуатирующей организации и территориальный орган Ростехнадзора.

474. Во время открытого фонтана при нахождении на кусте скважин второй буровой установки, подъемных агрегатов для ремонта скважин их работа останавливается и принимаются меры по прекращению добычи углеводородов из действующих скважин.

475. На складах эксплуатирующей организации в постоянной готовности находится аварийный запас оборудования, инструмента, материалов, спецодежды, средств связи и индивидуальной защиты, необходимых для ликвидации ГНВП.

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

477. Не допускается нахождение лиц, не связанных с работами по ликвидации открытого фонтана, на аварийном объекте, а также на плавучих средствах, выделенных для участия в аварийных работах.

478. Перед входом АСС в зону горения включается защитное водяное орошение корпуса судна и принимаются меры по предупреждению опасности окружения судна огнем.

479. Действия работников по сигналу тревоги определяется в ПЛА и расписаниях по тревогам. Расписания по тревогам и выписка из оперативной части ПЛА размещаются на каждой палубе жилого блока и на рабочих местах.

481. Эвакуация работников с помощью спасательных средств осуществляется по специальной команде (сигналу). Сигнал должен дублироваться голосом по громкоговорящей связи на русском и английском языках.

482. Команду об эвакуации работников подает начальник ОПО МНГК. Капитан ОПО МНГК после получения сигнала об эвакуации ставит в известность дежурные суда и вертолеты, а при необходимости подает международный сигнал бедствия.

483. Начальник, капитан ОПО МНГК, радист и спасательные группы эвакуируются последними, убедившись, что на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК никто не остался.

484. Проверка знаний по видам тревог проводится во время учебных и тренировочных занятий на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК не реже одного раза в неделю по графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей организации.

485. При аварийной ситуации на МСП, ПБУ, МЭ или ПТК и невозможности срочной перегрузки ВМ на спасательное или дежурное судно допускается (по указанию начальника ОПО МНГК) сбрасывание контейнеров с ВМ в море, на что в последующем составляется акт с указанием точного места затопления, вида ВМ, веса, характера упаковки и направляется сообщение в правоохранительные органы и гидрографическую службу.

486. Если эвакуация для ОПО МНГК организована с применением АСС, последние располагаются на таком расстоянии от объектов (но не далее 5 морских миль), чтобы можно было при любых гидрометеорологических условиях подойти к МСП, ПБУ, МЭ или ПТК в заданное планом время и оказать помощь находящимся на его борту людям.

487. АСС оборудуются системой динамического позиционирования и оснащаются приспособлениями для подъема людей из воды, средствами локализации и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, а также оказания помощи аварийным объектам в борьбе с пожарами и поступлением воды.

XXV. Требования к бурению наклонно-направленных и горизонтальных скважин

489. Выбор конструкции наклонно-направленных и горизонтальных скважин должен определяться в соответствии с требованиями, установленными главой XV настоящих Правил.

490. Интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать удаление газовых скоплений в верхней части пологого или горизонтального участка (например, в местах расширения ствола, перегибах).

491. Выбор обсадных колонн определяется в рабочем проекте производства буровых работ с учетом расчетов прочности секций при спуске и эксплуатации обсадных колонн в интервалах искривлений и горизонтальных участков, внешнего и внутреннего давлений, растяжений.

492. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен обеспечивать требуемые прочностные характеристики обсадной колонны, герметичность и надежность крепи в течение всего периода эксплуатации скважины. Типы применяемых резьбовых соединений и резьбовых смазок определяются рабочим проектом.

493. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производятся с учетом проектной интенсивности искривления ствола в целях минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразования и снижения износа обсадных колонн.

XXVI. Требования к освоению и испытанию скважин

497. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости в скважине.

500. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного камня обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается заказчиком с учетом проектных решений и фактических характеристик пласта, вскрытого скважиной.

503. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на рабочее давление, установленное изготовителем, а после установки - на давление опрессовки колонны.

505. Испытание скважин в процессе бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый пласт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, геофизической организацией (в случаях ее участия) и утверждается техническим руководителем буровой организации.

506. Проведение работ с трубными пластоиспытателями разрешается в скважинах при исправном буровом инструменте, насосах. Испытания пластов в зависимости от их задач могут проводиться без и с выпуском жидкости долива и пластового флюида на поверхность.

508. Запрещается проведение работ с трубными пластоиспытателями в скважинах без оборудования их превенторной установкой.

509. Проведение работ с трубными пластоиспытателями в условиях поглощения промывочной жидкости и слабом проявлении скважины должно проводиться по дополнительным планам, содержащим мероприятия по обеспечению безаварийности и безопасности работ и согласованным с ПАСФ.

510. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по форме, установленной в организации.

XXVII. Дополнительные требования безопасности к производству буровых работ в зонах многолетнемерзлых пород

511. Технология производства буровых работ в зонах распространения ММП должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Вводу месторождений в разработку должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

512. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты.

513. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

514. Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла производства буровых работ и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

515. Бурение ствола под направление до глубины 20 - 30 м необходимо производить на буровом растворе, предотвращающем кавернообразование и растепление пород или с продувкой забоя воздухом. Направление должно цементироваться.

516. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

517. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

518. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также, при необходимости, долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

519. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

520. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур с ускорителем схватывания.

521. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8 - 10 °C для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

522. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.

524. Работы по вызову притока начинаются только после обследования состояния скважины глубинными приборами (термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

XXVIII. Дополнительные требования безопасности к производству буровых работ на кустовой площадке и ОПО МНГК

525. Настоящие требования распространяются на производство буровых работ с кустовых площадок и ОПО МНГК на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях.

526. При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше 1,2 диаметра растепления пород вокруг устья скважин.

527. В целях обеспечения промышленной безопасности при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и других работах) пользователь недр (заказчик) или его представитель разрабатывает и утверждает положение о порядке организации безопасного производства работ. Эти мероприятия обязательны к выполнению всеми участниками производственного процесса.

528. Пользователем недр (заказчиком) или его представителем назначается ответственный руководитель работ, наделенный необходимыми полномочиями.

530. Порядок эвакуации людей, транспорта, спецтехники при ГНВП, открытых фонтанах и других авариях должен быть предусмотрен ПЛА и планами эвакуации людей с ОПО МНГК.

531. При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть удалены (кроме работников, занятых непосредственно производством работ). На ОПО МНГК опасная зона при передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине определяется в документации владельца ОПО МНГК на производство таких работ.

532. Производство опасных работ должно проводиться по нарядам-допускам, выдаваемым ответственным руководителем работ на кустовой площадке в соответствии с требованиями пунктов 1076 - 1079 настоящих Правил.

533. Одновременно с бурением очередной скважины на ранее пробуренных скважинах допускается проведение работ по дополнительному вскрытию продуктивных пластов, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины.

Одновременные бурение, эксплуатация и ремонт скважин

535. Допускается одновременное бурение двух скважин на ОПО МНГК при условии спуска на одной из них кондуктора и при смонтированном на устье скважины ПВО.

536. При бурении эксплуатационных скважин двумя буровыми установками допускается соединение их циркуляционных систем при условии, что общий объем циркуляционных систем соответствует проектным требованиям бурения двух скважин.

539. При ГНВП при бурении на одной из скважин все работы на другой буровой установке прекращаются и принимаются меры по предупреждению осложнений. При одновременном бурении, капитальном или текущем ремонте и эксплуатации скважин о случившемся факте ГНВП ставится в известность эксплуатирующая организация для принятия мер по прекращению добычи нефти на действующих скважинах в случае необходимости, а также организация, выполняющая капитальный или текущий ремонт скважин. Об осложнении оповещается руководство эксплуатирующей организации и буровой подрядчик.

XXIX. Дополнительные требования безопасности к производству буровых работ на скважинах для добычи метана из угольных пластов

540. Настоящие требования распространяются на производство буровых работ для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков). Настоящие Правила не распространяются на бурение скважин из горных выработок.

541. При бурении скважин разрешается проводить вскрытие целевых обводненных угольных пластов на технической воде.

542. Вскрытие угольных пластов должно производиться с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

543. Выбор грузоподъемности буровой установки должен производиться в соответствии с пунктами 315, 316 настоящих Правил.

544. В условиях низкой вероятности возникновения прихвата и других осложнений, связанных с неустойчивостью ствола скважины, максимальная грузоподъемность буровой установки может выбираться из условия того, что максимальная расчетная масса бурильной колонны и наибольшая расчетная масса обсадных колонн не будет превышать 0,75 и 0,9 от "допускаемой нагрузки на крюке" соответственно.

545. В случае продувки скважины газом, аэрозолем, пеной или аэрированной жидкостью в качестве базового газообразного агента должны использоваться азот, природный газ или отработанные выхлопные газы ДВС.

546. Выбор типа ПВО и колонной головки осуществляется проектной организацией и согласовывается с ПАСФ и заказчиком.

547. В случаях вскрытия изученного разреза с АНПД, представленного обводненными угольными пластами, превенторная сборка может не устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с ПАСФ.

548. Выходящий из скважины поток промывочного агента и выбуренной породы в случае применения закрытой (герметичной) циркуляционной системы должен перенаправляться на специальный штуцерный манифольд для контроля величины обратного давления.

550. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой технической водой на расчетное давление, предусмотренное рабочим проектом.

551. В случае отсутствия в разрезе высоконапорных горизонтов опрессовка горных пород после разбуривания цементного стакана под башмаком кондуктора и проверка на герметичность цементного кольца за колонной не производятся.

552. При ожидаемом избыточном давлении на устье менее 5 МП разрешается производить опрессовку приустьевой части колонны технической водой.

XXX. Общие требования к эксплуатации ОПО, технических устройств, резервуаров, промысловых трубопроводов

553. На каждый ОПО должен быть разработан и утвержден перечень газоопасных мест и работ, который должен пересматриваться и утверждаться техническим руководителем или лицом, им уполномоченным, при изменении технологического процесса или модернизации оборудования, реконструкции, технического перевооружения. Допускается разработка объединенного перечня газоопасных мест и работ, включающего несколько ОПО.

555. В организации из числа руководителей должен быть назначен работник (работники), отвечающий в том числе и за функционирование системы управления промышленной безопасностью.

556. Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

557. Отдельный технологический объект основного производства должен иметь пульт управления для контроля и управления технологическим процессом.

558. Средства аварийной сигнализации, контроля возгораний и состояния воздушной среды, установленные в соответствии с проектной документацией, должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации по утвержденному в организации графику.

559. На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса - обратный клапан.

560. На пульте управления насосной станции для перекачки горючих, легковоспламеняющихся и вредных жидкостей должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных установок и состояние воздушной среды в помещении.

561. Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения работ на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

562. Эксплуатация средств измерений и систем автоматизации должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и действующей нормативно-технической документацией.

563. Ревизия средств измерений, технических систем и устройств с измерительной функцией, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должна производиться по графикам, утвержденным техническим руководителем организации.

565. Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена на корпусе манометра красная пластинка, прилегающая к стеклу манометра через деление шкалы, соответствующее максимально разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 3 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

566. Воздух средств измерений, подаваемый в систему автоматики, должен быть предварительно очищен и осушен.

567. Система сжатого воздуха должна иметь рабочий и резервный ресиверы. Каждый ресивер должен обеспечивать запас сжатого воздуха для работы всех средств измерений, регулирующих устройств и средств автоматики в течение не менее одного часа.

568. Все средства измерений, щиты управления, защитные металлорукава подводящих кабельных линий подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения. Все полимерные трубопроводы или металлические трубопроводы с полимерным покрытием должны быть защищены от образования статического электричества.

569. Все средства измерений должны иметь надписи с указанием измеряемых параметров.

570. Все мероприятия по утеплению производственных помещений, аппаратуры, технических устройств, трубопроводов, арматуры и средств измерений должны быть выполнены до наступления отопительного сезона.

571. Предприятия должны разрабатывать мероприятия по подготовке ОПО к работе в зимний период. Мероприятия по подготовке к зиме должны обеспечивать нормальную работу ОПО и обеспечивать возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.

572. При эксплуатации установок, резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть приняты меры по предотвращению замерзания влаги в трубопроводах и арматуре. Включение в работу аппаратов и технологических трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами не допускается.

573. На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

574. Все водяные стояки должны быть утеплены.

575. Калориферы вентиляционных систем и отопление всех помещений должны быть своевременно проверены и находиться в исправном состоянии.

577. По окончании перекачки технологические трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта.

579. Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка.

580. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

581. Не допускается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

582. Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

XXXI. Требования к проектированию и эксплуатации скважин

Проектирование и эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

584. После замены узлов, задвижек фонтанной арматуры, установленной на устье скважины, опрессовка производится скважинным давлением, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, с составлением акта.

585. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана или вентиля с разрядным устройством без снижения давления до атмосферного.

586. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м3/сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, а также морские фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м3/сут. газа оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления).

587. В процессе эксплуатации скважины внутрискважинный клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом эксплуатирующей организации.

588. На кустовой площадке газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Въезд транспорта (кроме технологического) на территорию куста скважин запрещается. Подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин должна быть обоснована проектными решениями.

589. Устройство шахтных колодцев на устье скважин должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважин с учетом конкретных габаритов колонных головок, ПВО и условий данного региона, в зависимости от категории скважины.

590. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °C и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

591. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях при аварийных ситуациях эти работы могут производиться работниками штатных или внештатных аварийно-спасательных формирований.

592. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

593. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30 - 35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

594. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

595. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с планом, утвержденным техническим руководителем организации.

596. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и НКТ должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление.

597. Для обвязки скважины должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

600. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

601. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы -10 °C для южных районов и -20 °C для средних и северных широт.

602. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности разрешается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

Проектирование и эксплуатация скважин штанговыми насосами

604. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.

605. Обвязка устья скважины должна позволять произвести смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, измерение устьевого давления, температуры при необходимости.

606. В подвеске устьевого штока канат должен выходить за нижнюю траверсу на длину, не допускающую контакта с элементами устьевой арматуры.

607. До начала ремонтных работ, при остановке на длительный срок или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться; должны быть приняты меры, предотвращающие случайное приведение его в движение вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на кнопке пускового устройства вывешен плакат "Не включать! Работают люди".

608. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должна быть надпись: "Внимание! Пуск автоматический".

609. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.

610. Системы измерения дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

611. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

612. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.

613. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Проектирование и эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами

615. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими производить замену внутрискважинного оборудования и проведение технологических операций без глушения.

616. При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.

617. Параметры технологической жидкости глушения указываются в планах производства ремонтных работ.

619. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Разрешается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах. Силовой кабель не должен касаться фонтанной арматуры и обвязки скважины. Заземление брони силового кабеля производится на кондуктор скважины или на болтовое соединение нижнего фланца колонной головки.

620. Кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где возможны механические повреждения (передвижение автотранспорта, механизмов и грузов, доступность для посторонних лиц), должны быть защищены по высоте на 2 м от уровня пола или земли и на 0,3 м в земле.

621. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата с помощью цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром не менее 8 мм.

622. Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

623. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работникам.

624. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах с набором кривизны более 1,5 градуса на 10 м, скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с в интервалах искривления.

625. Эксплуатационная колонна скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при увеличении габарита насоса должна быть проверена шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

Проектирование и эксплуатация скважин гидропоршневыми и струйными насосами

628. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости прорайбирована, промыта до забоя и опрессована.

629. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

630. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.

631. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

632. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.

633. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.

634. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

635. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.

636. Система измерения дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт

Эксплуатация нагнетательных скважин

637. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважины, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.

638. Нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента. На нагнетательной линии скважины закачки воды для поддержания пластового давления должен быть установлен обратный клапан, расположенный на территории кустовой площадки скважин или площадки одиночной скважины.

639. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.

Исследование скважин

640. Проектной документацией должны быть предусмотрены площадки для размещения установок по исследованию скважин, а также решения по их электроснабжению и заземлению.

641. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливаются на основании утвержденных планов работ, разработанных в соответствии с проектной документацией разработки данного месторождения.

642. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

643. Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки, обеспечивающей вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Разрешается применение подъемников с механическим приводом при контролируемой нагрузке на канат.

644. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

645. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сернистого водорода более 6% - выполнена из материала, стойкого к коррозии сернистого водорода, и при подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сернистого водорода.

646. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия возможности утилизации жидкого продукта не допускается.

XXXII. Повышение нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин

647. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем организации, выполняющей такие работы и согласованным с организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком). В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

648. Перед проведением работ по повышению нефтегазоотдачи пластов должна проводиться опрессовка эксплуатационной колонны на давление, установленное планом работ. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом. В ходе проведения работ необходимо осуществлять контроль за давлением в затрубном и межколонных пространствах.

649. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих давления опрессовки обсадной колонны, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

650. При закачке газа, пара, химических и других агентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

651. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

652. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем работники должны быть удалены за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация утечек под давлением в системе запрещается.

653. Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работ обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

655. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками не допускается.

656. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

657. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

658. Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

659. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, измерительных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

660. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

661. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать показатели, установленные в планах работ.

Закачка химреагентов

662 Работы должны выполняться с применением необходимых СИЗ и в соответствии с требованиями инструкций по применению используемых реагентов.

664. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

665. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

666. Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.

667. Загрузка термореактора должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.

668. Загруженный термореактор, емкости и места работы необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.

Нагнетание диоксида углерода

669. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии.

670. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается.

Внутрипластовое горение

673. Устье нагнетательной скважины на период инициирования горения должно быть оборудовано фонтанной арматурой с дистанционно управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя и герметизацию устья в период нагнетания воздуха.

675. Включение электронагревателя должно осуществляться только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном планом работ.

676. Электронагреватель должен быть оснащен устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.

Тепловая обработка

677. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.

678. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, установленных Ростехнадзором.

679. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.

680. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.

681. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, работники должны действовать в соответствии с ПЛА.

682. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.

683. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

684. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое давление для эксплуатационной колонны.

686. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена.

Обработка горячими нефтепродуктами

687. Установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.

688. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

689. Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

690. В плане производства работ должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие безопасность работающих. Работы должны проводиться в строгом соответствии с действующими в организации инструкциями.

Обработка забойными электронагревателями

692. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем его должны быть механизированы и проводиться при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.

693. Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.

694. Сетевой кабель разрешается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаления людей.

Термогазохимическая обработка

695. Пороховые заряды (пороховые генераторы давления или аккумуляторы давления) для комплексной обработки призабойной зоны скважины необходимо хранить и перевозить в соответствии с требованиями безопасности при взрывных работах, установленных Ростехнадзором.

696. Пороховые генераторы (аккумуляторы) давления должны устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов только перед ее вводом в лубрикатор.

697. Ящики с пороховыми зарядами должны храниться в помещении, запираемом на замок и расположенном на расстоянии не менее 50 м от устья скважины.

698. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в лубрикатор только при закрытой центральной задвижке. Спускаемое устройство не должно касаться плашек задвижек. Работа должна выполняться двумя рабочими.

700. При использовании во время комбинированной обработки призабойной зоны скважины пороховых зарядов или других элементов гидравлического разрыва пласта выполняются требования, обеспечивающие сохранность эксплуатационной колонны.

Гидравлический разрыв пласта

701. Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану работ, утвержденному техническим руководителем организации.

702. Во время проведения гидроразрыва пласта находиться работникам возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

703. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками КИП, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами.

704. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25.

705. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.

Депарафинизация скважин, труб и оборудования

707. Передвижные установки депарафинизации разрешается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.

708. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается.

709. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

710. Для подачи теплоносителя под давлением не допускается применять резиновые рукава.

XXXIII. Требования к эксплуатации объектов сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти и газа

Организационно-технические требования

711. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектной документации на обустройство и обеспечивать безопасность обслуживающих работников и населения. В процессе эксплуатации ОПО допускается замена существующих средств автоматизации и средств измерений, имеющих технические и метрологические параметры более совершенные, чем указанные в проектной документации.

713. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

714. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект (техническое устройство) должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

715. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой (кроме добычи нефти шахтным способом), а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

716. На объектах сбора и подготовки нефти, насосных и компрессорных станциях должна быть размещена схема технологического процесса, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной документации. Схема технологического процесса должна быть вывешена в операторных, машинных залах и других помещениях в местах, доступных для работников.

717. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление могут вноситься только при наличии нормативно-технической и (или) проектной документации, согласованной с организацией-разработчиком технологического процесса и (или) организацией-разработчиком изменяемой документации.

718. Реконструкция, замена элементов схемы технологического процесса без наличия утвержденной проектной документации не допускается.

719. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей схеме технологического процесса, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от задействованного в технологическом процессе оборудования установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

720. При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сернистого водорода или возможности образования вредных веществ при взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях работники должны быть обеспечены необходимыми СИЗ от воздействия этих веществ.

721. Скорость изменения технологических параметров должна устанавливаться технологическим регламентом и заводскими инструкциями по эксплуатации оборудования.

722. В случае обнаружения загазованности воздуха рабочей зоны необходимо незамедлительно предупредить работников близлежащих установок о возможной опасности, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности.

723. В случае неисправности приборов определения взрывоопасных концентраций должны быть приняты немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ по восстановлению их работоспособности должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки.

724. Не допускается эксплуатация аппаратов, сосудов и другого оборудования, работающего под давлением, при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности средств измерений автоматики.

725. Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно производиться вручную или автоматически в закрытую систему (емкость).

726. Электрооборудование установки должно обслуживаться работниками, имеющими соответствующую квалификацию и допуск к работе.

727. Запрещается эксплуатация компрессоров и насосов при отсутствии или неисправном состоянии средств автоматизации, контроля и системы блокировок, указанных в паспорте и заводской инструкции по эксплуатации.

728. На трубопроводах должны быть стрелки, указывающие направление движения по ним рабочей среды.

729. Масло для смазки компрессора и насоса может применяться только при наличии на него заводской документации (паспорта, сертификата).

Эксплуатация установок и оборудования для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата

730. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектной документацией и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную герметичность и сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

731. Оборудование должно оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

732. Агрегаты с вращающимися элементами проходят вибродиагностический контроль при вводе в эксплуатацию из монтажа, перед выводом в ремонт и после капитального ремонта, а также в процессе эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным эксплуатирующей организацией.

734. Сосуды и аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для удаления жидкости, необходимость которых определяется эксплуатационной документацией изготовителя или разработчика технического устройства.

735. Электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ.

736. Технологические трубопроводы и трубопроводная арматура (запорная, запорно-регулирующая, регулирующая, предохранительная) обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями, указателями направления потока газа, воздуха и других продуктов.

737. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений.

738. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

739. Не допускается оставлять работающие компрессоры, кроме полностью автоматизированных, без надзора лиц, их обслуживающих.

Эксплуатация установок подготовки нефти

741. Ведение технологического процесса подготовки нефти должно осуществляться в соответствии с технологическим регламентом.

742. Проверка исправности перед пуском комплекса УПН, входящих в его состав технических устройств, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, средств измерений и автоматики, блокировок, вентиляции, связи, наличия СИЗ и других систем ведется по плану, утвержденному техническим руководителем организации.

Эксплуатация электрообессоливающих установок УПН

743. Электрическая часть установки должна обслуживаться работниками, имеющими допуск на проведение работ с электроустановками напряжением выше 1000 В.

744. На корпусе каждого электродегидратора, вблизи лестницы, должен быть обозначен его номер, который указывается также на соответствующей панели щита управления электродегидратором (на лицевой и обратной сторонах).

745. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенными на нем предупреждающими плакатами "Стой, напряжение".

746. Ограждение площадки электродегидратора должно иметь блокировку, снимающую напряжение при открывании дверцы ограждения.

747. Запрещается входить за ограждение во время работы электродегидратора.

748. Электродегидратор должен иметь устройство, отключающее напряжение при понижении уровня продукта в аппарате. Проверку всех блокировок дегидратора необходимо проводить по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией, но не реже одного раза в год.

749. После заполнения электродегидратора продуктом, перед подачей напряжения, должны быть удалены скопившиеся в нем газы и пары.

750. Напряжение на установку должно подаваться дежурным работником по указанию начальника установки или лица, его заменяющего.

751. При возникновении огня на электродегидраторе напряжение немедленно должно быть снято.

752. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников должно быть автоматизированным и осуществляться в закрытую дренажную систему.

Эксплуатация нагревательных печей УПН

753. Для УПН печи для нагрева нефти следует выбирать полностью автоматизированные, с программным запуском (кроме печей с панельными горелками) и экстренным выводом ее из эксплуатации при отклонении технологических параметров на установленную величину.

754. Оборудование с огневым подогревом должно быть оснащено техническими средствами, исключающими возможность образования взрывоопасных смесей в топочном пространстве и рабочей зоне печи.

Эксплуатация печей с панельными горелками и форсунками УПН

756. Розжиг панельных горелок должен производиться при давлении газа в коллекторах, соответствующих нормам, заданным технологическим регламентом.

757. Розжиг блока панельных горелок должен производиться не менее чем двумя рабочими.

758. При эксплуатации печи необходимо следить за температурой наружных стенок распределительных камер горелок и при опасном ее повышении (более 60 °C) отключить горелку.

759. При появлении "хлопков" следует отключить горелку и прочистить сопло.

760. Во время работы печи с форсунками должен быть обеспечен периодический визуальный контроль состояния труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи.

761. Не допускается эксплуатация печи с форсунками при наличии деформации труб, деформации кладки или подвесок, других видимых неисправностей.

762. При прогаре труб печи с форсунками необходимо прекратить ее эксплуатацию согласно режиму аварийной остановки.

763. На паропроводе или трубопроводе инертного газа, служащего для продувки змеевика печи с форсунками при остановках или аварии, должны быть установлены обратные клапаны и по две запорные задвижки. Между задвижками необходимо предусмотреть пробный (продувочный) краник для контроля герметичности задвижки и спуска конденсата.

764. Вентили трубопроводов системы паротушения камеры сгорания печи с форсунками и коробки двойников должны располагаться в удобном для подхода и в безопасном месте на расстоянии не менее 10 м от печи.

765. Трубопроводы подачи газа к неработающим форсункам должны быть заглушены.

Эксплуатация установок комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты)

766. УКПГ (групповые и газосборные пункты) должны обеспечивать полное и эффективное использование ресурсов природного и нефтяного газа.

767. Для УКПГ, газосборных пунктов, головных сооружений и других объектов должны разрабатываться и утверждаться руководителем эксплуатирующей организации технологические регламенты.

768. Газопроводы УКПГ, газосборных пунктов, головных сооружений и других объектов должны отвечать требованиям, предъявляемым к трубопроводам первой категории (при 2,5Ру10 МПа).

769. На каждом паропроводе при входе в аппарат должны быть установлены обратный клапан и отключающее устройство, рассчитанные на рабочее давление в аппарате.

772. В технологическом регламенте установки указывается перечень технологических параметров и их предельных значений. При отклонении параметров от предельных значений установка должна быть остановлена.

773. Перед пуском установки необходимо проверить исправность оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, блокировок, вентиляции, канализации, СИЗ, вытеснить воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки производится анализ выходящего газа. Содержание кислорода не должно превышать 1% объемного. Вытеснение воздуха из аппаратов и емкостей в общую факельную систему запрещается.

774. Не допускается пуск установки при неисправных системах контроля опасных параметров процесса и системах защиты.

775. Отбор проб газа, конденсата и других технологических сред должен производиться с помощью пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в оборудовании. Запрещается пользоваться пробоотборниками с неисправными игольчатыми вентилями и с просроченным сроком их проверки. Проверка вентилей на герметичность проводится не реже одного раза в 6 месяцев.

776. Работы по наладке, ремонту и испытанию оборудования, систем контроля, управления противоаварийной автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения должны исключать искрообразование. На проведение таких работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и проведения работ.

777. Предупредительная и аварийная сигнализации должны быть постоянно включены в работу.

778. Сменным работникам разрешается производить только аварийные отключения отдельных приборов и средств автоматизации в порядке, установленном производственными инструкциями.

Эксплуатация насосного оборудования

779. Для насосов (группы насосов), перекачивающих горючие продукты, должно предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линиях входа и нагнетания запорных или отсекающих устройств.

781. Для перекачки ЛВЖ и сжиженных углеводородных газов должны применяться безсальниковые насосы с двойным торцевым, а в обоснованных случаях - с одинарным торцевым дополнительным уплотнением. Тип торцевого уплотнения выбирается в зависимости от зоны установки и свойств перекачиваемого продукта.

782. На насосе, подающем масло на торцевые уплотнения, должно быть предусмотрено блокировочное устройство, включающее резервный масляный насос при падении давления масла.

783. На напорном (нагнетательном) трубопроводе центробежного насоса должен быть установлен обратный клапан, на всасывающем трубопроводе должен быть установлен фильтр. Не допускаются пуск и остановка центробежного насоса при открытой задвижке на напорном (нагнетательном) трубопроводе.

784. Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие продукты, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

785. Все насосы должны быть снабжены дренажными устройствами со сбросом дренируемого продукта в закрытую систему утилизации.

786. При освобождении и продувке насосов сбрасываемый продукт должен отводиться за пределы помещений: жидкий - по трубопроводам в специально предназначенную емкость, а пары и газы - на факел или свечу.

787. Расположение трубопроводов в насосных станциях должно обеспечить удобство их обслуживания. Лотки должны быть перекрыты рифлеными металлическими сланями. Слани должны иметь западающие ручки для подъема.

788. На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, должны быть указаны их назначение и направление движения продуктов, на насосах - индексы согласно схеме технологического процесса, а на двигателях - направление вращения ротора.

789. Во время эксплуатации насосов должен быть обеспечен контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную поверку манометрами.

790. Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе не разрешаются.

791. В случае обнаружения какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы насоса, последний необходимо остановить, проверить и устранить неисправность. Запрещается производить ремонт насоса во время его работы.

792. Резервный насос всегда должен находиться в постоянной готовности к пуску, для отключения его от всасывающих и напорных коллекторов следует использовать только задвижки. Применение для указанной цели заглушек запрещается.

793. При остановке насоса поступление воды, служащей для охлаждения сальников насоса, необходимо перекрыть.

795. При необходимости сдвига поршня парового насоса с мертвого положения вручную задвижки на всасывающем и нагнетательном продуктопроводах, а также паровые вентили на паропроводах поступающего и отработанного пара должны быть закрыты, а давление стравлено.

Эксплуатация компрессорного оборудования

796. Компрессоры должны быть снабжены исправными запорной арматурой, средствами измерений, системами защиты и блокировками согласно паспорту завода-изготовителя и требованиям проектной документации, с учетом свойств перемещаемых продуктов.

797. Эксплуатация компрессоров должна проводиться в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации.

798. Не разрешается использовать компрессоры для компримирования газа, не соответствующего их паспортным данным.

799. При применении запорных кранов со съемными рукоятками на квадратном хвостовике должны быть вырезаны указатели направления прохода в пробках.

800. Запорная арматура, устанавливаемая на нагнетательном и всасывающем трубопроводах компрессора, должна быть максимально приближена к нему и находиться в зоне, удобной для обслуживания.

801. Соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкциями завода-изготовителя и технологическим регламентом.

802. Всасываемый воздух должен очищаться от механических примесей фильтрами.

803. Подача газа на прием компрессора должна осуществляться через отделители жидкости (сепараторы), оборудованные световой и звуковой сигнализацией, а также блокировкой, производящей остановку компрессора при достижении предельно допустимого уровня жидкости в сепараторе. Помещение компрессорной станции должно иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции, а также систему аварийной вентиляции, сблокированную с приборами контроля состояния воздушной среды.

804. Компрессоры, перекачивающие углеводородные газы, должны быть оборудованы системой автоматического отключения и блокировки включения компрессоров при достижении концентрации углеводородных газов в помещении, установленных проектной документацией.

805. В случае нарушения работы системы смазки, превышения предельно допустимых значений рабочих параметров, появления вибрации и стуков следует немедленно остановить компрессор для выявления неисправностей и устранения их причин.

806. После каждой остановки компрессора необходимо осмотреть недоступные к осмотру во время его работы движущиеся детали и убедиться в отсутствии превышения допустимых температур нагрева. Замеченные неисправности подлежат немедленному устранению.

807. Пуск компрессора после ревизии, ремонта и длительного вынужденного отключения (кроме резервного) следует производить только с разрешения руководителя объекта (мастера, начальника компрессорной станции) или механика.

808. Компрессоры, находящиеся в резерве, должны быть отключены запорной арматурой как по линии приема, так и по линии нагнетания.

809. Воздушная компрессорная установка должна иметь резервные компрессоры, а также резервное питание электроэнергией.

810. Не допускается соединение трубопроводов подачи воздуха или импульсного газа для средств измерений и автоматики с трубопроводами подачи импульсного газа или воздуха для технических целей.

811. Забор воздуха компрессором должен производиться вне помещения в зоне, не содержащей примеси горючих газов и пыли.

812. При работе нескольких компрессоров в общую сеть на каждом воздухопроводе для каждого из них должны быть установлены обратный клапан и отсекающая задвижка или вентиль.

813. Показатель давления воздуха, подаваемого в систему, автоматически должен быть выведен в диспетчерский пункт.

Дополнительные требования к эксплуатации установок низкотемпературной сепарации газа

814. Территория установки должна быть ограждена, в случае если не находится в общем ограждении объекта, и обозначена предупредительными знаками.

815. Оборудование установок низкотемпературной сепарации следует продувать в закрытую емкость с отводом газа в систему его утилизации.

816. Сбрасывать в атмосферу газы, содержащие сернистый водород и другие вредные вещества, без нейтрализации или сжигания запрещается.

817. На каждом газосепараторе устанавливаются не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата.

818. Предохранительные устройства на конденсатосборнике должны быть установлены в верхней части аппарата.

819. Сбрасываемый предохранительными устройствами газ должен отводиться в систему или на факел (свечу), установленные за пределами территории установки или на расстоянии не менее 25 м от ограждения.

Дополнительные требования при добыче и сборе природного газа

820. Конструкция газовых скважин, обвязка их устья, порядок испытания на прочность и герметичность, освоение скважины должны соответствовать требованиям глав XV, XXII, XXIII, XXVI настоящих Правил.

822. Газовые и газоконденсатные скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии. В случае наличия подземного клапана-отсекателя в составе комплекса подземного оборудования скважины установка клапана-отсекателя на выкидной линии не требуется.

824. Трассы газопроводов и газоконденсатопроводов (по каждой нитке в отдельности) должны быть обозначены на местности указательными знаками.

826. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода для транспорта природного газа должно быть проведено вытеснение из трубопровода воздуха газом при давлении не более 0,1 МПа в месте его подачи. Вытеснение воздуха газом признается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 1% по показаниям газоанализатора.

Эксплуатация электростанций с газотурбинным приводом

827. Стационарные и передвижные электростанции, находящиеся в ведении организаций и используемые ими в качестве основных, резервных, аварийных источников электроэнергии, должны отвечать требованиям промышленной безопасности, предъявляемым настоящими Правилами.

829. Подготовка энергоблока к пуску из холодного состояния не должна превышать двух часов во всем эксплуатационном диапазоне температур наружного воздуха.

830. Газопроводы от пункта газоснабжения до электростанции должны быть смонтированы и оснащены арматурой и приборами в соответствии с требованиями настоящих Правил. На вводе газопровода внутрь помещения должно быть отключающее устройство.

831. Закрытые помещения электростанций с газотурбинным приводом должны быть оборудованы принудительной вентиляцией, средствами контроля загазованности воздушной среды, автоматической системой аварийного отключения подачи газа (стопорные клапаны нормально закрытого исполнения), сблокированной с газотурбинным приводом. Отработанные выхлопные газы должны отводиться на высоту, обеспечивающую допустимую концентрацию вредных веществ в рабочей зоне. Забор воздуха для вентиляции помещений и на "горение" двигателя должен производиться за пределами помещений электростанции в зоне чистого воздуха.

832. Оборудование и аппаратура электроустановки должны быть во взрывозащищенном исполнении и заземлены.

833. Не допускается разборка газотурбинной установки до отключения топливной системы и энергопитания пускового двигателя.

834. Запрещается подогрев масла в маслосистеме газотурбинного привода открытым огнем.

835. Эксплуатация электростанции с газотурбинным приводом должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации изготовителя. При работе электростанции параллельно с сетью энергоснабжающей организации должно быть разработано положение (инструкция) о порядке взаимоотношения сторон.

Химические лаборатории

836. Химические лаборатории должны располагаться в отдельно стоящих зданиях или пристраиваться (встраиваться) к зданиям.

837. Приточно-вытяжная вентиляция во всех помещениях лаборатории должна включаться перед началом работы и выключаться по окончании работ. При круглосуточном проведении анализов приточно-вытяжная вентиляция должна работать круглосуточно. Запрещается производить работы при неисправной вентиляции.

838. Газовая сеть лаборатории помимо вентилей и кранов на рабочих местах должна иметь общий запорный вентиль, расположенный вне помещения.

839. Ответственным за соблюдение требований промышленной безопасности в лаборатории является руководитель лаборатории.

840. При работе в лаборатории должно находиться не менее двух человек.

841. По всем видам работ, проводимым в лаборатории, должны быть разработаны инструкции по безопасности, которые должны находиться на рабочих местах.

843. Проверку исправности газовых кранов и вентилей необходимо проводить не менее 1 раза в месяц.

844. В здании лаборатории разрешается хранить запас ЛВЖ, ГЖ и газов, не превышающий суточной потребности. Хранение установленного запаса ЛВЖ и ГЖ разрешается в специальном помещении (кладовой) или в специальных металлических ящиках, находящихся в помещении лаборатории. Емкости, содержащие ЛВЖ и ГЖ, должны быть плотно закупорены.

846. В помещениях, в которых производится работа с особо вредными и ядовитыми веществами, вентиляционная система должна быть индивидуальной, не связанной с вентиляцией других помещений.

847. Работы, сопровождающиеся выделением вредных паров и газов, должны проводиться в вытяжных шкафах, оснащенных вытяжной вентиляцией.

849. Вытяжные шкафы должны быть оборудованы водопроводом и канализацией.

850. Не разрешается загромождать вытяжные шкафы посудой, приборами и лабораторным оборудованием, не связанным с проводимыми в данное время работами.

851. Стеклянные сосуды, в которых возможно образование давления или вакуума, должны быть защищены чехлом от осколков (при разрыве сосудов).

852. Столы, на которых производятся нагревание открытым пламенем и разгонка продуктов, должны быть покрыты несгораемым материалом и снабжены зонтом вытяжной вентиляции.

853. На столах во время перегонки или нагрева продуктов (газом, электрическим током) хранение и переливание их, а также загрузка аппаратуры горючими веществами не допускаются.

854. Кипячение и нагревание легковоспламеняющихся продуктов необходимо производить в водяной бане или на электрической плитке закрытого типа.

855. При проведении работ, связанных с огневым или электрическим нагревом горючих веществ, оставлять рабочее место без присмотра не разрешается.

857. В случае появления резкого запаха при проведении работ с ЛВЖ необходимо потушить все горелки и немедленно принять меры к выявлению и устранению причины появления газа, а разлитые продукты удалить, промыв залитые места водой.

858. Мытье посуды разрешается только в специально оборудованном месте помещения.

859. Нефтепродукты, необходимые для мойки посуды, должны содержаться в герметичных емкостях. Хранение нефтепродуктов в стеклянных сосудах запрещается.

860. Хранение и выдача ядовитых и вредных веществ и работа с ними должны производиться в соответствии с правилами и инструкциями для каждого вещества.

861. В помещении лаборатории допускается размещать баллоны только с инертными газами (азот, углекислота, гелий, аргон) в местах, исключающих их нагрев.

862. Все емкости со сжатыми, сжиженными и растворенными горючими газами под давлением должны устанавливаться вне здания лаборатории в металлических шкафах с прорезями или жалюзийными решетками для проветривания.

Эксплуатация сливоналивных эстакад

863. Колеса цистерн при сливе и наливе должны фиксироваться на рельсовом пути башмаками из металла, не дающего искр.

864. Не допускается выполнение огневых работ на расстоянии менее 100 м от эстакады во время подачи железнодорожных цистерн и слива и налива горючих продуктов.

865. Операции по сливу и наливу железнодорожных цистерн могут проводиться после удаления локомотива с территории эстакады на расстояние не менее 100 м от эстакады.

866. На железнодорожных путях и дорогах к участку "слива-налива" должны быть вывешены предупреждающие надписи: "Стоп", "Проезд запрещен", "Производится налив (или слив) цистерн". Кроме того, железнодорожные пути сливоналивных эстакад должны быть оборудованы устройством, исключающим возможность захода подвижного состава на тот путь, где выполняются сливоналивные операции.

867. Для безопасного проведения операций налива (слива) сжиженных газов и низкокипящих горючих жидкостей (с температурой кипения ниже температуры окружающей среды) в цистерны (из цистерн) должны предусматриваться меры, исключающие возможность парообразования в трубопроводах, кавитации, гидравлических ударов и других явлений, способных привести к механическому разрушению элементов системы "слива-налива".

869. Применение гибких шлангов в качестве стационарных трубопроводов запрещается.

870. При открывании и закрывании крышек люка у цистерн работник должен находиться с наветренной стороны.

871. Открывать или закрывать крышки люков цистерн, присоединять шланги, телескопические трубы и другие приборы следует осторожно, не допуская ударов.

873. Не допускается налив сжиженного газа и нестабильного продукта путем выпуска паровой фазы в атмосферу или на факел.

874. Не допускается налив в цистерны, если остаточное давление паров продукта менее 0,05 МПа, кроме цистерн, наливаемых впервые или после ремонта.

875. Слив и налив цистерн должен проводиться под руководством ответственного лица, назанченного руководителем структурного подразделения.

876. Работу по сливу-наливу должны выполнять не менее двух работников. Работники, производящие слив и налив цистерн, а также дренирование их, должны пользоваться перчатками и иметь на рабочем месте (на эстакаде) соответствующие СИЗОД, использовать инструменты, изготовленные из материалов, не дающих искр.

879. Рельсы железнодорожных путей в пределах сливоналивной эстакады должны быть электрически соединены между собой и присоединены к заземляющему устройству.

Эксплуатация промысловых трубопроводов

882. Организация, эксплуатирующая ПТ, обязана в течение всего срока эксплуатации ОПО (до ликвидации) хранить проектную и исполнительную документацию в порядке, определенном руководителем организации.

884. На стадии проектирования, строительства, реконструкции, а также эксплуатации ПТ должен быть разработан технологический регламент.

885. ПТ для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

886. Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные агенты (скорость коррозии более 0,2 мм/год), должны быть в коррозионностойком исполнении.

889. Контроль качества сварных соединений трубопроводов проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных актов.

891. Участки подземных промысловых трубопроводов в местах пересечения рек, автомобильных, железных дорог должны быть уложены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб. Необходимость установки защитных кожухов в местах прокладки промысловых трубопроводов через ручьи, болота и озера устанавливается по согласованию с владельцами данных участков.

892. Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается.

893. Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся, либо трубопроводы оборудуются компенсаторами, число и тип которых определяется расчетом и указывается в проектной документации.

895. Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.

896. На всей запорной арматуре трубопроводов, в том числе имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: "Открыто", "Закрыто". Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно схеме трубопровода.

900. Очистку полости и испытание нефтегазосборных трубопроводов следует осуществлять в соответствии с проектной документацией, технологическим регламентом либо инструкцией по очистке полости и испытанию трубопроводов.

901. Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются в проектной документации.

902. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ, согласно таблице N 1 приложения N 7 к настоящим Правилам.

904. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, населенных пунктов следует принимать согласно таблице N 1 приложения N 7 к настоящим Правилам.

905. Продувка и испытание трубопроводов газом, содержащим сернистый водород, не допускается.

906. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом, пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды, - инертным газом. Пневматические испытания вновь построенных трубопроводов с рабочим давлением выше 11,8 МПа не разрешаются.

908. Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для продувки должен проводиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка; по окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки.

909. Испытание газопровода газом в зоне пересечения им железной, автомобильной дорог или если защитная зона газопровода заходит на территорию населенного пункта, хозяйственного объекта должно проводиться в соответствии с проектной или иной документацией и технологическим регламентом, согласованным с организацией, эксплуатирующей участок железной, автомобильной дороги в местах пересечения с газопроводом или администрацией населенного пункта, хозяйственного объекта.

910. Линейная часть промысловых трубопроводов должна иметь охранную зону, размеры которой устанавливаются проектной документацией.

912. Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах, предусмотренных проектной документацией и отраженных в техническом паспорте.

914. При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

915. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов (за исключением его морской части) проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей организации.

917. Необходимость тепловой изоляции трубопроводов от замерзания, а в отдельных случаях оборудование обогревом должны определяться проектной документацией.

918. При обнаружении участков изоляции, пропитанной горючим веществом, необходимо принять меры по предотвращению ее самовоспламенения (снять пропитанную изоляцию, подвести водяной пар).

919. Неработающие (выключенные из схемы технологического процесса) трубопроводы должны быть отключены, освобождены от продукта и заглушены.

920. Запорную арматуру на наполнительном и расходном технологических трубопроводах следует устанавливать непосредственно у емкостей.

921. На всех технологических трубопроводах перед вводом их в парк емкостей сжиженного газа должны быть установлены задвижки.

922. Вдоль трассы подземного технологического трубопровода сжиженного газа должны быть установлены опознавательные знаки через 50 м на прямых участках трубопровода и на каждом его повороте.

923. Технологические трубопроводы сжиженного газа не должны иметь соединений с трубопроводами, по которым транспортируются какие-либо другие жидкости и газы.

924. Подвод пара к технологическим трубопроводам сжиженного газа для продувки их должен производиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка. По окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки.

Техническое обслуживание ПТ

926. Периодичность и объемы работ по техническому обслуживанию линейных участков ПТ, а также технических устройств, входящих в состав ПТ, устанавливаются эксплуатирующей организацией с учетом требований руководств по эксплуатации заводов-изготовителей. Работы должны проводиться в сроки, установленные ежегодными графиками, утвержденными техническим руководителем эксплуатирующей организации.

Осмотр трассы ПТ

927. Осмотр трассы ПТ должен выполняться в целях контроля состояния охранной зоны, исправности оборудования, технических устройств и прилегающей территории, выявления факторов, которые создают угрозу безопасности и надежности эксплуатации ПТ.

928. Периодичность осмотра трассы ПТ должна определяться эксплуатирующей организацией с увеличенной периодичностью осмотра в паводковый период.

931. При наружном осмотре балочных, подвесных и арочных надземных и надводных переходов необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием данных переходов, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе надводных переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода ПТ из земли, креплений ПТ в опорах земляных насыпей.

932. Проезды, подъездные пути, переезды через ПТ, вдольтрассовые дороги для обслуживания ПТ должны содержаться в исправном состоянии.

933. Лица, выполняющие осмотр, должны немедленно сообщать ответственному должностному лицу о замеченных утечках, несанкционированных врезках, неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе ПТ или безопасности людей и находящихся вблизи организаций, населенных пунктов, и окружающей среде.

934 При осуществлении воздушного осмотра данные об угрожающей ПТ деятельности или производстве строительных работ в непосредственной близости от ПТ должны быть уточнены на земле.

935. Результаты осмотра должны заноситься в журнал осмотра лицом, осуществившим осмотр.

936. Внеочередные осмотры должны проводиться после стихийных бедствий, аномальных паводков, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения падения давления в ПТ по показаниям контрольных приборов, снижения объемов транспортируемой среды либо изменения схемы транспортирования.

937. По результатам осмотра выявленные несоответствия должны быть устранены на месте. В случае невозможности устранения несоответствий на месте разрабатываются мероприятия по их устранению.

938. При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в проектной документации (документации), работы должны быть немедленно остановлены, приняты меры по обеспечению сохранности указанных коммуникаций и сооружений, установлению их принадлежности и вызову представителя эксплуатирующей организации.

939. В случае повреждения ПТ или обнаружения утечки продукции в процессе выполнения работ сторонней организацией работники и технические средства должны быть немедленно выведены за пределы опасной зоны, а организация, эксплуатирующая ПТ, извещена о происшествии.

940. До прибытия аварийно-восстановительной бригады руководитель работ должен принять меры, предупреждающие доступ в опасную зону посторонних лиц и транспортных средств.

941. Работники, выполняющие осмотр или обслуживание инженерных коммуникаций и объектов, находящихся в районе прохождения ПТ, а также граждане, обнаружившие повреждение ПТ или выход (утечку) транспортируемой среды, обязаны немедленно сообщить об этом диспетчерской или аварийной службе организации, эксплуатирующей данный участок ПТ.

942. При обнаружении повреждения ПТ или утечки продукции, угрожающих объектам, зданиям и сооружениям, эксплуатируемым иными организациями, и окружающей среде, информация о возможном развитии опасных факторов должна быть передана диспетчерской службой организации, эксплуатирующей ПТ, организациям-владельцам указанных объектов, а также соответствующим органам власти и управлениям.

944. Все участки ПТ должны быть доступны для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ. Способ доступа определяется проектной документацией либо технологическим регламентом, а также ПЛА.

Обслуживание технических устройств ПТ

945. На всей запорной арматуре ПТ, в том числе имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: "Открыто", "Закрыто". Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно схеме ПТ.

946. Площадки запорной арматуры и колодцев внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами в соответствии с проектной документацией.

948. Операции по управлению запорной арматурой и ее техническому обслуживанию, а также поддержание технических устройств и оборудования в исправном состоянии должны проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

949. Техническое обслуживание системы электрообогрева ПТ должно проводиться перед сезонным включением.

950. Техническое обслуживание средств ЭХЗ ПТ должно включать периодический технический осмотр элементов защиты и проверку режима ее работы в соответствии с графиками, утверждаемыми техническим руководителем эксплуатирующей организации.

952. При проверке эффективности работы установок ЭХЗ кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, должно быть произведено измерение потенциалов на защищаемом ПТ в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе ПТ, установленных в проектной и технологической документации.

953. Поляризационный защитный потенциал изолированного ПТ должен соответствовать требованиям, установленным проектной документацией (документацией).

954. Результаты контроля ЭХЗ должны быть занесены в журнал контроля ЭХЗ с указанием минимально допустимого потенциала.

Обозначение трассы ПТ на местности

955. Трасса ПТ на местности должна обозначаться щитовыми указателями, устанавливаемыми на высоте 1,5 - 2 м от поверхности земли в пределах прямой видимости через 500 - 1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими ПТ и коммуникациями. Щит-указатель устанавливается в 1 м от оси подземного ПТ или на его оси.

957. Трасса ПТ в местах переходов через естественные и искусственные преграды, узлов запорной арматуры и на опасных участках должна быть обозначена на местности постоянными опознавательно-предупредительными знаками.

958. Знаки на пересечениях автомобильных и железных дорог, правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и национального стандарта на знаки.

Ревизия

959. Периодичность и объемы проведения ревизии ПТ устанавливаются документацией эксплуатирующей организации в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных ПТ, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации в период между ревизиями, но не реже одного раза в 8 лет.

960. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию ПТ следует проводить не позднее чем через 1 год после начала эксплуатации ПТ.

961. Эксплуатирующая организация обязана ежегодно формировать графики выполнения работ по ревизии ПТ.

963. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка ПТ необходимо принять меры по ремонту данного участка ПТ.

964. На основании данных, полученных по результатам ревизии, организацией, проводившей ревизию, составляется акт ревизии, в котором делается вывод о техническом состоянии ПТ.

965. При обнаружении опасных дефектов на ПТ, которые приводят к разгерметизации ПТ, эксплуатирующая организация должна незамедлительно принять меры по их устранению.

966. Обнаруженные при ревизии дефекты должны быть устранены в соответствии с мероприятиями, утверждаемыми техническим руководителем эксплуатирующей организации.

967. Ревизия ПТ выполняется работниками эксплуатирующей или подрядной организации с привлечением аттестованной лаборатории неразрушающего контроля.

968. Внутритрубная диагностика должна проводиться на ПТ при условии технической возможности, определенной проектной документацией (документацией). При проведении внутритрубной диагностики ультразвуковая толщинометрия проводится только для подтверждения дефектов в рамках дополнительного дефектоскопического контроля.

969. Работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением внутритрубных снарядов, должны проводиться под контролем ответственного лица эксплуатирующей организации, назначаемого приказом.

970. Технические отчеты (заключения) по результатам диагностирования должны храниться в эксплуатирующей организации совместно с паспортом ПТ в течение всего срока эксплуатации ПТ. Данные по проведенным ремонтам должны быть внесены в паспорт ПТ.

972. Измерения деформаций свайных опор, находящихся в эксплуатации, следует проводить в случае появления недопустимых трещин, деформации сварных швов, резкого изменения условий работы ПТ, а также при проведении ревизии.

973. Для измерения вертикальных перемещений свайных опор устраиваются реперы (исходные геодезические знаки высотной основы) и деформационные марки (контрольные геодезические знаки, размещаемые на опорах или в грунтах основания, для которых определяются вертикальные перемещения).

974. В случае выявления деформаций свайных опор в течение всего периода строительства или в период эксплуатации необходимо разработать мероприятия по периодическому измерению деформации и достижению условной стабилизации деформаций, установленной проектной документацией.

Обследование переходов через естественные и искусственные преграды

975. Обследование переходов через водные преграды необходимо выполнять ежегодно в пределах их границ.

977. При обнаружении в створе подводного перехода опасных дефектов необходимо незамедлительно принять меры по их устранению.

980. На основании данных, полученных при обследовании, составляется акт, в котором делается вывод о техническом состоянии перехода.

981. Обследование переходов через железные и автомобильные дороги общего пользования необходимо выполнять ежегодно в пределах их границ.

982. Обследование переходов через железные и автомобильные дороги общего пользования для ПТ, проложенных методом наклонно-направленного бурения, а также переходов автомобильных дорог необщего пользования необходимо проводить в составе общих работ по ревизии.

984. На основании данных, полученных при обследовании, эксплуатирующей организацией составляется акт, в котором делается вывод о техническом состоянии перехода ПТ.

Отбраковка труб и деталей ПТ

986. Фланцы отбраковывают при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей, наличии раковин, трещин, уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.

Периодические испытания ПТ

989. Испытания ПТ на прочность и проверка на герметичность ПТ проводятся в соответствии с инструкцией (мероприятиями), разработанной с учетом особенностей конкретного ПТ и утвержденной техническим руководителем эксплуатирующей организации.

990. Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки под испытательным давлением и цикличность изменений давления при испытаниях) должна устанавливать эксплуатирующая организация (при необходимости совместно со специализированной организацией) с учетом технического состояния ПТ, условий прокладки, профиля трассы, физико-химических свойств материала труб и других данных, характеризующих условия работы ПТ. Если на участке проводились работы по внутритрубной диагностике, то испытания на прочность и проверку на герметичность выполнять не требуется.

991. ПТ считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания ПТ на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах допустимых норм и не были обнаружены утечки.

992. Выявленные при испытаниях повреждения ПТ должны немедленно устраняться с внесением информации об их устранении в паспорт ПТ.

993. После устранения повреждений испытания ПТ продолжаются по утвержденной программе. Характер каждого выявленного при испытаниях дефекта или повреждения ПТ, а также работы по их устранению должны отражаться в акте.

994. Результаты испытания должны оформляться актом и вноситься в паспорт ПТ.

995. Допускается не проводить испытание всего ПТ после замены его участка при условии, что сам участок перед врезкой в ПТ прошел испытание, а гарантийные стыки (места присоединения к ПТ) были подвергнуты двойному неразрушающему контролю.

Очистка ПТ

996. На ПТ, оборудованных узлами пуска-приема СОД, в целях поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также подготовки участка ПТ к внутритрубной инспекции должна проводиться очистка внутренней полости ПТ пропуском очистных устройств.

997. Периодичность очистки ПТ очистными устройствами определяется индивидуально для каждого ПТ в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств транспортируемой среды на основании графиков, утвержденных техническим руководителем или уполномоченным им лицом эксплуатирующей организации.

998. Ответственность за организацию, проведение работ по очистке ПТ и контроль за выполнением планов очистки возлагается на эксплуатирующую организацию.

999. Работы по очистке ПТ должны выполняться в соответствии с инструкциями или мероприятиями, разработанными эксплуатирующей организацией и утвержденными техническим руководителем эксплуатирующей организации.

1000. Используемые очистные устройства должны иметь комплект разрешительной и эксплуатационной документации.

1001. Переключение технологических линий при запуске, пропуске и приеме очистных устройств выполняется работниками только по указанию руководителя работ.

1003. При проведении работ по запуску и приему СОД площадки приема и запуска СОД должны быть оборудованы конструкцией, предотвращающей вылет очистного устройства за пределы площадки, предусмотренные проектной документацией.

Ремонт ПТ

1004. По результатам анализа данных, полученных при наружных осмотрах, ревизиях, при расследовании аварий и инцидентов за весь срок эксплуатации ПТ, проводятся выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности ПТ с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.

1007. Перед проведением ремонтных работ с монтажом катушек или секций труб ремонтируемый ПТ должен быть освобожден от транспортируемой среды.

1008. Участок ПТ, подлежащий ремонту, должен быть отсечен задвижками и заглушками от других ПТ, аппаратов и оборудования, обеспечивающих безопасное проведение работ.

1009. Применение ремонтных конструкций, не имеющих маркировку и сертификаты на применяемые материалы, запрещается.

1010. Вся информация о проведенных ремонтах вносится в паспорт ПТ с привязкой к пикетам трассы.

Эксплуатация резервуаров

1011. Настоящие Правила распространяются на резервуары вертикальные стальные сварные цилиндрические вместимостью от 100 до 50 000 м3, предназначенные для сбора, хранения и подготовки сырой, товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.

1012. Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектной документацией в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

1013. Резервуары должны быть оснащены: дыхательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения слива (хлопушами), приемо-раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный) в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом на данный ОПО.

1014. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму.

1015. Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода температурой выше 0 °C, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами.

1016. Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

1018. Территория резервуарных парков и площадки внутри обвалования должны быть чистыми, очищенными от земли, пропитанной продуктами хранения, и сухой травы.

1020. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке разрешается только при условии защиты трубопроводов от превышения давления.

1021. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

1022. Запрещается закачивать в емкости (резервуары) продукт с упругостью паров большей, чем та, на которую они рассчитаны (разрешенное рабочее давление).

1024. Запрещается эксплуатировать емкости (резервуары) с неисправными лестницами и площадками обслуживания.

1025. Включение в работу емкостей (резервуаров) после освидетельствований, ревизий и ремонта должно производиться с письменного разрешения ответственного лица, в ведении которого находится резервуарный парк.

1026. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускной способности дыхательных клапанов, указанных в технологической карте резервуара.

1027. При расположении внутри резервуара парового змеевика должно быть предусмотрено устройство для спуска из него конденсата. Паровые змеевики должны быть укреплены на опорах. Соединение труб змеевиков следует производить только сваркой.

1028. Измерения уровня нефти и нефтепродукта и отбор проб в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст. могут производиться вручную через открытый замерный люк.

1029. При ручном отборе проб необходимо пользоваться пробоотборниками, не дающими искр. Пробоотборник должен быть сертифицирован и иметь заземляющий многожильный медный тросик. Замерный люк должен быть расположен на расстоянии не более 0,5 м от края площадки. На площадке должна быть оборудована точка заземления пробоотборника.

1030. Замерный люк на резервуарах должен быть снабжен герметичной крышкой с педалью для открывания ногой. Крышки должны иметь прокладки из материалов, не дающих искр (например, медь, свинец, резина).

1031. При открывании замерного люка, измерении уровня, отборе проб, а также при дренировании резервуаров следует становиться с наветренной стороны. Запрещается заглядывать в открытый замерный люк.

1032. Во избежание искрообразования при измерениях стальной лентой отверстие замерного люка по внутреннему периметру должно иметь кольцо из материала, не дающего искр при движении измерительной ленты.

1033. Лот мерной ленты для измерения уровня должен быть изготовлен из металла, не дающего искр.

1034. После окончания измерения уровня или отбора проб крышку замерного люка следует закрывать осторожно, не допуская падения крышки и удара ее о горловину люка.

1036. На резервуарах, не имеющих перильных ограждений по всей окружности крыши, по краю последней до мест расположения оборудования резервуара, должны устраиваться перила высотой не менее 1 м, примыкающие к перилам лестницы.

1037. Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очистным устройствам.

1038. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию запрещается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители.

1039. Резервуары со стационарной крышей при температуре вспышки нефти и нефтепродуктов 45 °C и ниже размещаются группой общей вместимостью до 80 000 м3 с общим обвалованием для группы и с разделением внутри группы земляным валом резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м3.

1040. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

1042. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию, диагностике, позволяющей определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара.

1043. Диагностика проводится специализированной организацией.

1044. Для перехода через обвалование следует предусматривать лестницы-переходы (на противоположных сторонах) в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящих резервуаров.

1045. Для обслуживания дыхательных и предохранительных клапанов, люков и другой арматуры, расположенной на крыше резервуара, должны быть устроены металлические площадки, соединенные между собой переходами (трапами) шириной не менее 0,65 м. Хождение непосредственно по кровле резервуара при его обслуживании запрещается.

Эксплуатация емкостей для хранения сжиженных газов и нестабильного конденсата

1046. Операции по хранению и перемещению сжиженных углеводородных газов и нестабильного конденсата, заполнению и опорожнению емкостей и резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями технологического регламента.

1047. Величина максимального заполнения емкостей продуктом не должна превышать 83% геометрического объема.

1048. Запрещается наливать продукт в емкость свободно падающей струей.

1050. Отбор проб из емкостей должен проводиться оператором, имеющим допуск на право отбора проб, под наблюдением химлаборанта и при соблюдении требований безопасности при выполнении газоопасных работ.

Эксплуатация системы утилизации промышленных стоков

1051. Промышленные стоки установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации, очистке и утилизации согласно технологическому регламенту.

1052. За сбором сточных вод, степенью их загрязненности, эффективностью работы очистных сооружений и систем утилизации должен осуществляться контроль.

1053. Запрещается эксплуатация канализации с неисправными или неправильно выполненными гидравлическими затворами. В каждом гидрозатворе слой воды, образующий затвор, должен быть высотой не менее 0,25 м.

1054. Колодцы промышленной канализации (и другого назначения) на территории промысловой установки и за ее пределами должны содержаться постоянно закрытыми. Крышки колодцев должны быть засыпаны слоем песка не менее 10 см в стальном или железобетонном кольце.

1055. Запрещается располагать колодцы под эстакадами технологических трубопроводов и в пределах обвалований оборудования наружных установок, содержащих взрывоопасные продукты.

1056. Колодцы, в которых проводится работа, должны быть ограждены и около них вывешены предупредительные знаки и плакаты с надписью: "Ведутся работы".

Сбор, подготовка, хранение и транспортирование нефти, газа и газового конденсата на ОПО МНГК

1057. При возникновении на объектах сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и газового конденсата аварийных ситуаций принимаются меры по безопасному ведению технологических процессов, вплоть до их остановки.

1058. Подготовка к ремонту и ремонт на объектах сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и газового конденсата производится по планам безопасного ведения работ, утвержденным эксплуатирующей организацией.

1059. Работники центрального пункта сбора нефти обязаны знать схему расположения технологических трубопроводов и назначение задвижек, чтобы в процессе эксплуатации или при аварийной ситуации безошибочно проводить необходимые переключения.

1060. Перед пуском насоса, расположенного в помещении, и заполнением его нефтью включается вытяжная вентиляция. Не допускается пуск насоса в работу при неисправной вентиляции.

1061. Продувочный кран насоса для перекачки нефти оборудуется трубкой для сброса нефти в сборную емкость.

1062. Насосы, перекачивающие нефть, оснащаются электроприводом во взрывозащищенном исполнении и дистанционным отключением.

1063. Нефтеналивное судно, пришвартованное к нефтеналивному или перегрузочному комплексу, осматривается ответственным лицом, назначенным начальником ОПО МНГК для определения возможности налива нефти.

1064. Длина шлангов, соединяющих судовой трубопровод со сливоналивными устройствами ОПО МНГК, определяется из условий безопасного перемещения пришвартованного судна.

1065. Шланги, соединяющие судовой трубопровод со сливоналивными устройствами ОПО МНГК, поддерживаются с помощью мягких стропов или деревянных подставок при условии надежности их подвески и крепления.

1066. Перед наливом проверяется исправность работы насосной системы, правильность открытия всех переключающихся вентилей, задвижек, а также исправность всех сливоналивных устройств, плотность соединений шлангов или телескопических труб. Обнаруженная на наливных устройствах течь немедленно устраняется.

1067. Работники ОПО МНГК и нефтеналивного судна ведут постоянное наблюдение за ходом работ по наливу и состоянием оборудования. В случае образования течи операция по наливу нефти приостанавливается до устранения неисправности и ликвидации разлива.

1068. Во время работ по наливу не допускается подход к нефтеналивному судну и швартовка к нему иных судов и плавсредств, не связанных с операциями по наливу нефти.

1069. Не допускается налив при грозовых разрядах.

1070. Не допускается отогревание замерзших трубопроводов открытым огнем.

1071. При необходимости аварийного ремонта нефтеналивного судна операции по сливу и наливу прекращаются и судно отводится от ОПО МНГК на безопасное расстояние.

XXXIV. Требования к профилактическому обслуживанию и ремонту оборудования, аппаратов, резервуаров, технологических трубопроводов

1072. Все лица, которым предстоит работать в замкнутом пространстве аппаратов, резервуаров и другого оборудования, должны пройти инструктаж о возможных опасностях, мерах безопасности, правилах оказания первой помощи и действиях в аварийных ситуациях.

1073. Подготовка замкнутого пространства к работам внутри него должна выполняться работниками под руководством инженерно-технического работника, хорошо осведомленного о возможных опасностях.

1074. Работы в замкнутом пространстве должны проводиться при условии обеспечения освещения в соответствии с технологическим регламентом.

1075. Перед выполнением работ в замкнутом пространстве и работ повышенной опасности должен быть оформлен наряд-допуск.

1076. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков на проведение работ повышенной опасности и в замкнутом пространстве, утверждаются организационно-распорядительными документами организации. Эти лица назначаются из числа руководящих работников.

1077. На лицо, выдавшее наряд-допуск, ложится ответственность за безопасность как при входе в замкнутое пространство, так и во время работы. В его обязанности входит принятие мер по предупреждению возможных опасностей.

1079. Во избежание накопления статического электричества оборудование и емкости должны быть заземлены.

1080. Шлам и отработанные моющие жидкости должны быть удалены в отведенное для этого место.

1081. Если замкнутое пространство имеет дверцу или люк, они должны оставаться открытыми после продувки, а само пространство должно быть проветрено с помощью механической системы принудительной вентиляции для полного удаления смесей опасных веществ с воздухом.

1082. После того как замкнутое пространство очищено и проветрено, механическая вентиляционная система должна продолжать работать, чтобы исключить случайное попадание в него вредных примесей, а также для удаления загрязняющих веществ или тепла, возникающих в результате выполняемых работ (например, сварки и резки, покраски, нанесения покрытия).

1083. Перед допуском лиц для выполнения работ в замкнутом пространстве должен быть проведен анализ воздушной среды.

1084. Отбор проб воздуха (для определения концентрации горючих газов, нехватки кислорода, присутствия опасных химикатов и физических примесей) в замкнутом пространстве должен проводиться работниками, имеющими допуск и обученными в этих целях. Используемые при этом приборы должны быть во взрывозащищенном исполнении и поверены.

1085. Лица, входящие в замкнутое пространство для отбора проб воздуха перед началом работы, должны использовать дыхательный аппарат автономного действия или шланговый противогаз (в зависимости от конкретных условий). Порядок применения и вид дыхательного аппарата определяет лицо, выдавшее наряд-допуск. Использование фильтрующих противогазов запрещается.

1086. Порядок и периодичность отбора проб воздушной среды должны быть определены в наряде-допуске, а результаты качества воздушной среды в замкнутом пространстве должны заноситься в наряд-допуск и подтверждаться подписью лица, проводившего анализ.

1087. Перед допуском лиц для выполнения работ в замкнутом пространстве все работающее от приводов оборудование в замкнутом пространстве (например, мешалки) и источники питания должны быть выключены, а соответствующие выключатели на распределительном щите заблокированы и снабжены предупреждающими знаками.

1088. Непосредственно перед допуском работников в замкнутое пространство лицо, ответственное за проведение работ, должно провести опрос каждого исполнителя о самочувствии, повторно проинструктировать весь состав бригады о безопасных методах работы, проверить качество и соответствие данным условиям работы спецодежды, СИЗ, спасательного снаряжения и инструментов, убедиться в том, что каждый работник знает свои функции и обязанности.

1089. В замкнутом пространстве разрешается работать только одному человеку.

1090. Если по условиям работы необходимо, чтобы в емкости одновременно находились два человека и более, следует разработать дополнительные меры безопасности и указать их в наряде-допуске.

1091. После входа работника в замкнутое пространство он должен застопорить по возможности все вращающиеся и движущиеся части механизмов во избежание их случайного приведения в действие.

1092. При работе в замкнутом пространстве для подстраховки на случай аварийной ситуации снаружи у входа (люка, лаза), аппарата (резервуара) должны находиться не менее двух наблюдающих работников, имеющих такое же снаряжение, как и работающий.

1093. Находящиеся снаружи наблюдающие должны поддерживать постоянную связь с лицами, работающими в замкнутом пространстве, следить за правильным положением шланга шлангового противогаза и заборного патрубка, держать в готовности дыхательные аппараты.

1094. Лица, входящие в замкнутое пространство, должны надеть на себя разрешенные к применению страховочные привязи с присоединенной сигнально-спасательной веревкой.

1095. При обнаружении наблюдающим каких-либо неисправностей в защитных средствах или плохого самочувствия работника в замкнутом пространстве работа должна быть немедленно прекращена, а работник выведен из замкнутого пространства.

1096. При обнаружении в замкнутом пространстве опасной концентрации паров ЛВЖ или газов работы должны быть немедленно прекращены.

1097. По каждой установке и объекту должен быть разработан порядок подготовки аппаратов, резервуаров и оборудования, включая схемы освобождения от продуктов, вредных веществ, установки заглушек, схемы их пропарки, промывки, проветривания и другие меры, обеспечивающие безопасность работающих.

1098. Аппараты, резервуары и оборудование, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра и очистки, должны быть остановлены, освобождены от продукта, отключены и заглушены от действующей аппаратуры, пропарены и проветрены. Продолжительность пропарки, продувки, необходимость промывки водой, проветривания определяются для каждого случая в отдельности.

1099. Все трубопроводы, связанные с подлежащими вскрытию аппаратами, резервуарами и оборудованием, должны быть отключены с помощью задвижек и заглушек.

1100. Запрещается сброс нефти и нефтепродуктов из аппаратов, резервуаров и оборудования при их подготовке в производственную канализацию. Сброс должен производиться в специальные (аварийные) емкости.

1101. Пропарка резервуара должна производиться при одном открытом верхнем люке.

1102. Пар должен подаваться через нижний люк по шлангу, выходное отверстие которого должно быть расположено на расстоянии 1/4 диаметра резервуара по направлению к центру.

1103. Температура внутри резервуаров во время пропаривания должна быть не выше 60 °C. При наличии плавающего металлического понтона верхняя и нижняя части резервуара (над понтоном и под ним) должны пропариваться самостоятельно.

1104. Резервуар с синтетическим понтоном для вытеснения паров заполняют водой. После спуска воды из резервуара необходимо открыть боковые люки для проветривания.

1105. Металлические наконечники резиновых шлангов и паропроводы должны быть заземлены. Наконечники шлангов должны быть изготовлены из металла, не дающего искр.

1106. Крышки открытых люков должны быть прикреплены к люкам одним-двумя болтами, закрепленными гайками.

1107. После окончания подготовительных мероприятий (пропарки, промывки и проветривания) должен быть проведен анализ воздуха из резервуара или аппарата на содержание паров, газов и кислорода с записью в наряде-допуске.

1108. Отбор воздуха для анализа из резервуаров с плавающей крышей или понтоном должен производиться из нижней части резервуара под крышей (понтоном) и из верхней - над крышей (понтоном).

1109. Работы по очистке резервуаров и аппаратов от грязи и отложений должны быть механизированы. Работники, выполняющие указанные работы, обязаны быть в шланговых противогазах.

1110. Вскрытие резервуаров, аппаратов и оборудования для внутреннего осмотра и очистки разрешается производить только в присутствии ответственного лица за подготовку и проведение работ.

1111. Отвертывание и завертывание гаек на фланцевых соединениях люков аппаратов, резервуаров (емкостей), трубопроводов и арматуры должно производиться гайковертами с пневматическим или гидравлическим приводом или искробезопасными гаечными ключами. При свинчивании производится контроль величины крутящего момента, установленной документацией по монтажу, техническому обслуживанию и ремонту изготовителя оборудования.

1112. Вскрытие люков на аппаратах колонного типа должно производиться по порядку сверху вниз, чтобы не создать через аппарат ток воздуха.

1113. Резервуар и аппарат, нагретые в процессе подготовки, перед спуском в них людей должны быть охлаждены до температуры, не превышающей 30 °C. В случае необходимости проведения работ при более высокой температуре разрабатываются дополнительные меры безопасности (непрерывная продувка свежим воздухом, применение асбестовых костюмов, теплоизолирующей обуви, частые перерывы в работе). Запрещается работа внутри резервуара и аппарата при температуре, превышающей 30 °C.

1114. Запрещается сбрасывать с высоты вниз грязь, твердые отложения, извлекаемые из резервуаров и аппаратов во время их очистки. Для этой цели должны применяться устройства малой механизации.

1115. При очистке аппарата через нижний люк должна быть предусмотрена специальная площадка.

1116. При работе на высоте резервуары и аппараты должны быть оборудованы сплошными перекрытиями для предотвращения падения деталей или инструмента на работающих внизу.

1117. При очистке резервуаров и аппаратов необходимо применять инструменты (средства очистки), изготовленные из материалов, не дающих искр.

1118. Для освещения внутри аппаратов и резервуаров должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с лампами напряжением не выше 12 В. Включение и выключение светильников необходимо производить снаружи.

1119. Если на дне резервуара, подлежащего очистке, остается часть продукта, резервуар необходимо заполнить водой и откачать всплывший продукт.

1120. Работы по очистке от отложений блочного горизонтально-цилиндрического аппарата и отстойников должны производиться гидромеханическим способом с помощью малогабаритного гидромонитора, исключающего пребывание работника внутри аппарата в период очистки. После очистки резервуары и аппараты должны быть промыты водой.

1121. После окончания работы внутри резервуара или аппарата работник должен проверить отсутствие посторонних предметов, передать наблюдающим инструмент, светильник и только после этого выйти наружу.

1122. При очистке теплообменника или конденсатора механическим способом необходимо с противоположной стороны сделать ограждение и вывесить предупреждающую надпись: "Опасная зона".

1123. При очистке гидравлическим или химическим способом работники должны предварительно пройти специальный инструктаж по безопасности труда и применять соответствующие средства защиты.

1124. Работники, производящие химическую очистку, должны быть одеты в спецодежду, резиновые перчатки и защитные очки.

1126. Спускаться в неочищенный от грязи ящик конденсатора-холодильника без шлангового противогаза запрещается.

1127. Работа по очистке ящика конденсатора-холодильника должна производиться в присутствии не менее двух наблюдающих.

1128. При спуске в ящик конденсатора-холодильника необходимо пользоваться внутренней лестницей ящика. Спускаться в ящик по трубам змеевика не допускается.

1129. Для обеспечения надежной работы установок и оборудования в организации должна быть установлена система технического обслуживания и ремонта в соответствии с инструкциями изготовителя.

1130. Перед проведением ремонтных работ аппараты, резервуары и оборудование должны быть подготовлены и очищены с соблюдением требований пунктов 1116 - 1118 настоящих Правил.

1131. Перед ремонтом оборудования должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности, предусматриваемых планом организации и проведения работ.

1132. К проведению ремонтных работ аппаратов, резервуаров и оборудования, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, можно приступать только после оформления наряда-допуска с указанием ответственных лиц за подготовку и проведение ремонтных работ. В случае если ремонтные работы состоят из огневых или газоопасных работ, то их необходимо классифицировать как огневые или газоопасные и оформлять соответствующие наряды-допуски (на огневые и (или) газоопасные работы).

1133. Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи в ремонт по акту отдельного оборудования или технологических блоков.

1134. Перед началом ремонтных работ на рабочих местах должны быть вывешены плакаты и предупредительные надписи по безопасному ведению данных работ.

1135. При проведении ремонтных работ работники должны быть обеспечены СИЗ и предохранительными приспособлениями в соответствии с условиями труда.

1136. Для проведения ремонтных работ на высоте должны быть предусмотрены временные подмости и леса. Доски настилов должны плотно прилегать одна к другой. Для устройства подмостей должны применяться доски толщиной не менее 5 см.

1137. Работы на высоте при отсутствии огражденного рабочего настила должны выполняться работниками, снабженными страховочными системами для закрепления к надежным конструкциям.

1138. При производстве ремонтных работ на высоте запрещается складывать инструмент у края площадки. Инструмент должен храниться в специальной сумке или ящике.

1139. На производство ремонтных работ должно быть выдано письменное разрешение технического руководителя или уполномоченного им лица организации или участка, или установки.

1141. При разборке и ремонте деталей оборудования для промывки должны применяться керосин или специальная негорючая промывочная жидкость.

1142. Во время проведения ремонта оборудования во взрывоопасных помещениях должна работать постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция.

1143. Ремонтные работы должны производиться при условии обеспечения освещения в соответствии с технологическим регламентом.

1144. Для устранения дефектов запрещается подчеканивать сварные швы аппаратов, емкостей и трубопроводов.

1145. При ремонте колонных аппаратов разборку тарелок следует производить сверху вниз. Детали тарелок необходимо складывать вне колонны.

1146. Работы по вскрытию и ремонту любого электрооборудования и освещения должны производиться только электротехническим персоналом.

1147. После ремонта все аппараты, емкости и трубопроводы должны быть опрессованы. Испытание следует производить до полного устранения всех утечек.

1148. О проведенном ремонте оборудования должна производиться запись в паспорте оборудования.

1149. Всякое исправление или ремонт движущихся частей насоса во время его работы запрещается.

1150. Ремонт насоса, связанный с разборкой, в том числе и торцевых уплотнений, может производиться только после его остановки, снятия давления, подготовки к ремонту, отключения задвижками и установки заглушек.

1151. Запрещается производить смену набивки сальников без остановки и отключения насоса.

1152. Электродвигатель насоса после его отключения должен быть обесточен в распределительном устройстве с обеспечением видимого разрыва электрической цепи (отключением рубильника, снятием плавкой вставки предохранителя, установкой выкатного элемента в ремонтное положение).

1153. На кнопке пускателя электродвигателя и в распределительном устройстве должны быть вывешены запрещающие плакаты: "Не включать! Работают люди".

1154. Снимать запрещающие плакаты можно только после полного окончания работ по указанию лица, ответственного за проведение работ.

1155. При текущем ремонте, не требующем вскрытия насоса, и при исправных задвижках отключать насос от трубопроводов путем установки заглушек не обязательно. В таких случаях на кнопке пускателя электродвигателя и на закрытых задвижках должна быть вывешена предупреждающая надпись: "Не включать! Работают люди", а на задвижках: "Не открывать! Работают люди".

1156. Ремонт насоса после его остановки следует начинать, когда температура насоса не будет превышать 30 °C.

1158. Ремонт насоса должен производиться инструментом, не дающим искр.

1159. Если насос перекачивал вредные вещества и щелочь, то перед ремонтом его следует промыть водой. Во время разборки насоса работники должны применять закрытые защитные очки, перчатки, специальную обувь, спецодежду, СИЗ и (или) СИЗОД, обеспечивающие защиту от воздействия химических веществ.

1160. Запрещается загромождать проходы между насосами материалами, а также снимаемыми деталями насоса при ремонте.

1162. Если через открытый контрольный двойник вытекает нефть, то его нужно закрыть и продолжить продувку змеевика печи.

1163. После полного освобождения змеевика печи от нефти глушится аварийный трубопровод.

1164. Запрещается очистка труб печи одной и той же секции с двух сторон.

1165. Запрещается производить продувку труб печи воздухом одновременно с другими работами, производимыми на печи.

1166. Проверка действия воздушной турбины не должна производиться вблизи работающих людей. Вынимать из трубы работающую турбину запрещается.

1167. Работники, производящие очистку труб, должны быть в защитных очках.

1168. Лазы в печь при производстве ремонтных работ должны быть свободными.

1169. Дежурный работник, находящийся снаружи у печи, обязан следить за тем, чтобы все лазы для входа и выхода из печи и отверстия вентиляции были открыты.

1171. Работа в печи должна быть прекращена, если есть опасность обрушения кладки или в печи обнаружено присутствие газа.

1172. После ремонта печей обвязочные трубопроводы, форсунки или панельные горелки должны быть продуты паром или инертным газом.

1173. Заполнение топливным газом газопроводов разрешается после окончания всех ремонтных работ и опрессовки рабочего змеевика печи.

1174. Ремонт электрооборудования электрообезвоживающей и обессоливающей установок должен осуществляться электротехническим персоналом, допущенным к работам на электроустановках напряжением выше 1000 В.

1176. Проведение работ, связанных с ремонтом электрооборудования внутри электродегидратора, должно осуществляться электротехническим персоналом.

1177. Предупредительные надписи могут быть сняты только после окончания ремонтных работ по указанию лица, ответственного за проведение работ.

1178. Перед проведением ремонтных работ трубопровод должен быть освобожден от нефти, конденсата и газа, продут паром или инертным газом. Температура трубопровода должна быть не выше 30 °C.

1179. Участок трубопровода, подлежащий ремонту, должен быть отключен задвижками и заглушками от других трубопроводов, аппаратов и оборудования.

1180. При разъединении фланцев в первую очередь должны освобождаться нижние болты.

1182. При проведении ремонтных работ, связанных с вероятностью выделения газа, место работ должно ограждаться, а вблизи него вывешиваться предупреждающие надписи: "Газоопасно".

1183. Запрещается проведение сварки и газовой резки на технологических трубопроводах без их отключения и продувки паром или инертным газом в колодцах, имеющих перекрытия, тоннелях, коллекторах, технических подпольях. При отключении трубопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

1184. В колодцах сварка и резка допускаются только после полного снятия перекрытий.

1185. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах и котлованах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20% нижнего предела воспламеняемости или ПДК продукта. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

1186. Ремонтные работы на трубопроводах в колодцах, траншеях и других аналогичных местах классифицируются как газоопасные, кроме работ на трубопроводах пресной технической воды.

1187. После ремонта трубопровод должен быть продут инертным газом, воздухом или промыт.

1188. После ремонта трубопроводов, запорных устройств, расположенных в лотках и колодцах, крышки должны быть закрыты.

1189. О проведенном ремонте трубопровода должна проводиться запись в паспорте и журнале ремонта трубопроводов.

1191. Аппарат (трубопровод) перед установкой заглушки должен быть освобожден от нефти, нефтепродукта или газа. После установки заглушек, в зависимости от свойств находившихся в них химических продуктов, он должен быть промыт, пропарен, продут инертным газом и (или) чистым воздухом и охлажден до температуры не выше 30 °C.

1192. Заглушки должны иметь хвостовики. Номер заглушки, марка стали, условное давление и условный диаметр выбиваются на хвостовике заглушек, а при его отсутствии - на цилиндрической поверхности.

1193. На заглушках, устанавливаемых на фланцевом соединении типа шип-паз без хвостовика, номер и давление выбиваются на их поверхности.

1194. Толщина заглушек подбирается из расчета на максимально возможное давление, но не менее 3 мм.

1195. Заглушки со стороны возможного поступления газа или продукта должны быть смонтированы на прокладках.

1196. После окончания ремонтных работ все временные заглушки должны быть сняты.

1197. Установка и снятие заглушек должны регистрироваться в специальном журнале за подписью лиц, проводивших их установку и снятие, и проверяться лицами, ответственными за подготовку и проведение ремонта. Допускается ведение журнала в электронном виде при обеспечении сохранности данных и отсутствии возможности внесения несанкционированных данных.

XXXV. Общие требования безопасности при ремонте и реконструкции скважин

1204. Передача скважин для ремонта или реконструкции подрядчику и приемка скважин после завершения работ производятся в порядке, установленном эксплуатирующей организацией.

1207. На всех этапах работ, связанных с ремонтом и реконструкцией скважин, должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля, предусмотренных планами работ, инструкциями по эксплуатации оборудования.

1208. При реконструкции и ремонте скважин на рабочей площадке должен проводиться контроль состояния газовоздушной среды с регистрацией в журнале контроля.

1209. Освоение и пуск в работу отремонтированной скважины производится в порядке, установленном главой XXVI настоящих Правил.

XXXVI. Требования к подготовительным и монтажным работам по ремонту и реконструкции скважин

1211. Перед началом работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин бригада должна быть ознакомлена с планом работ, ПЛА и возможными осложнениями и авариями.

1213. Расположение агрегатов, оборудования, вспомогательных объектов на территории ремонтируемой скважины и ее размеры должны соответствовать типовой схеме, утвержденной техническим руководителем организации, эксплуатирующей ОПО. Бытовые помещения должны располагаться на расстоянии не менее высоты мачты (вышки) агрегата плюс 10 м от устья скважины.

1214. Агрегаты для ремонта скважин, оборудование должны устанавливаться на передвижные или стационарные фундаменты, выполненные в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации или документацией по обустройству кустов скважин.

1215. Порядок передвижения транспортных средств на кустовых площадках должен соответствовать установленным маршрутам и контролироваться ответственным руководителем работ. На территории скважины, кустовой площадке должны быть установлены пути эвакуации работников и транспортных средств при возникновении аварийных ситуаций.

1216. Работы на высоте при монтаже и ремонте вышек (мачт) запрещается проводить при скорости ветра более 15 м/с, во время грозы, ливня, снегопада и при гололедице, а также в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ.

1218. Нагнетательные линии собираются из труб и (или) гибких рукавов высокого давления с быстросъемными соединительными гайками и шарнирными коленями (угольниками) и впрессовываются на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.

1219. Промывочный шланг и (или) гибкий рукав высокого давления должен быть обмотан стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по всей длине шланга. Концы каната должны крепиться к ответным элементам шланга или к конструкции оборудования, технического устройства, на котором установлены ответные элементы трубопровода. Во избежание разрыва шланга при работе с ним требуется устанавливать на насосном агрегате предохранительный клапан на давление ниже допустимого на шланг на 25%.

1220. Болтовые соединения должны исключать возможность самопроизвольного развинчивания (должны быть установлены контргайки или установлены и зашплинтованы корончатые гайки).

1224. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным ГНВП устье на период ремонта должно быть оснащено ПВО. Схема установки и обвязки ПВО согласовывается ПАСФ. После установки ПВО скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

1225. Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность ГВНП (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором), разрешается без установки превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с ПАСФ.

1226. Энергообеспечение электрооборудования агрегатов для ремонта скважин должно осуществляться напряжением не более 400 В.

1227. Подключение станции управления к нефтепромысловой сети напряжением 400 В или передвижной электростанции должно осуществляться от источника с глухозаземленной нейтралью с применением систем с гибким пятипроводным кабелем посредством четырехконтактного разъема с заземляющим контактом.

1228. Открыто проложенные кабели должны быть доступны для осмотра. В местах возможных перемещений спецтехники и прохода людей устанавливаются предупредительные знаки.

1229. Расстояние между проложенными кабелями и трубопроводами должно быть не менее 0,5 м. Совместная прокладка трубопроводов и электрокабелей запрещается.

1230. Пересечение электрокабелем внутрипромысловых дорог разрешается только в трубах на глубине не менее 0,5 м от полотна дороги. В данных местах должны быть установлены знаки, предупреждающие об опасности повреждения подземного кабеля.

1231. Подключение переносных светильников и разводку кабелей, оснащенных стационарными разъемами, в полевых условиях производят двое рабочих: электромонтер и рабочий бригады или двое рабочих бригады, прошедшие соответствующий инструктаж, при условии, что один из них имеет квалификационную группу не ниже второй.

1233. На скважинах, где отсутствует электроэнергия, питание электрооборудования должно осуществляться от передвижной электростанции, мощность которой устанавливается планом работ.

1235. Пуск в работу смонтированной установки и оборудования производится комиссией, состав и порядок работы которой устанавливается эксплуатирующей организацией.

1236. На кустах скважин с любым основанием (лежневым, насыпным, намывным и другим) с расположенными на поверхности грунта нефтегазопроводами ремонт скважин производится при условии их отключения со стороны скважин и измерительного устройства и разрежения избыточного давления.

1237. При работе на кустах скважин, оборудованных центробежными насосами, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования ремонтных бригад и освоения, должны быть обесточены, сняты с эстакад (стоек) и закрыты кожухами, обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работников. Пуск скважин в работу производится по окончании перемещений и монтажа оборудования.

1238. До монтажа оборудования, если это предусмотрено планом, производится глушение скважины раствором и составляется акт. Тип, плотность и количество раствора, цикличность глушения определяются заказчиком и отражаются в плане работ.

1239. До начала ремонтных работ должно быть проверено функционирование установленных средств измерений.

XXXVII. Требования к применению технических устройств для проведения работ по ремонту и реконструкции скважин

1240. Все технические устройства, используемые во взрывоопасных зонах, должны применяться во взрывозащищенном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией и системой освещения.

1243. Передвижные насосные установки, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

1245. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация, а также контроль утонения труб колтюбинговых установок должны производиться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

XXXVIII. Требования к ведению работ по ремонту скважин

1246. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке и центрируются относительно устья скважины в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

1248. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения разрешается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких скважин по месторождениям (или их отдельным участкам) утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).

1250. Запрещается проведение спускоподъемных операций, а также ведение ремонтных работ, связанных с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины, без исправного индикатора веса.

1253. При перерывах в работе независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.

1255. При обнаружении ГНВП устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с ПЛА, разработанным в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил.

1257. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки. Запрещается нахождение людей между устьем скважины и барабаном при спуске (подъеме) насоса.

1258. Чистка песчаных пробок, асфальтосмолистых, парафинистых, гипсовых отложений и других желонкой в фонтанных скважинах, в скважинах с возможными ГНВП, а также в скважинах с наличием сернистого водорода не допускается.

1259. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов.

1260. Перед началом работ по забуриванию бокового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы.

1261. Перед зарезкой бокового ствола в обсадной колонне должен быть установлен цементный мост, наличие моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента с усилием, не превышающим предельно допустимой нагрузки на цементный камень. Кроме того, цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным на ней ПВО на давление, превышающее не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины, но не выше допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны.

1262. Вырезка "окон" в обсадных колоннах должна производиться специальными техническими средствами (вырезающие устройства, уипстоки и другое специализированное оборудование).

1263. Пространственное положение бокового ствола должно исключить возможность вредного влияния на другие скважины месторождения (действующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные вблизи проектной траектории бокового ствола скважины.

1264. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика.

1265. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины. При необходимости подъема лифтовых (бурильных) труб с сифоном (не снят клапан, "шламование" лифтовых колонн и другие возможные причины) следует производить постоянный долив скважины с поддержанием уровня жидкости на устье, указанного в плане работ. На устьях скважин с давлением в продуктивных пластах выше гидростатического, создаваемого пластовой жидкостью при заполнении ствола скважины до устья, необходимо устанавливать превенторные сборки или комплектные герметизирующие устройства.

1266. На время ПВР вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

1269. При капитальном ремонте или освоении скважин соседние с ремонтируемой скважиной (по одной слева и справа), находящиеся под давлением, закрываются экранирующим устройством, обеспечивающим защиту устьевого оборудования от механического повреждения падающими предметами. Необходимость установки экранирующих устройств определяется планом работ на ремонт скважины.

1270. Соседние с ремонтируемой, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами скважины могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ.

1272. При передаче газлифтной скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

1273. Отключение газопроводов и демонтаж газовой обвязки, передаваемой в ремонт газлифтной скважины, производит служба заказчика (подразделения, эксплуатирующего скважины).

1275. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО при производстве работ о ремонту скважин определяются руководством по эксплуатации, инструкциями завода-изготовителя, планами и программами производства работ.

XXXIX. Требования к ведению работ по реконструкции скважин

1276. Целесообразность и возможность использования ранее ликвидированных скважин путем их реконструкции устанавливаются комиссией, создаваемой организацией, эксплуатирующей ОПО.

1277. Основанием для принятия решения являются результаты предварительного исследования состояния скважины и оценки надежности используемой части ее крепи в процессе дальнейшей эксплуатации.

1278. Перед началом работ по реконструкции скважины, в том числе исследовательских работ, устье скважины должно быть оборудовано ПВО согласно главе XXIII настоящих Правил. Устье скважины вместе с ПВО должно быть опрессовано на давление, превышающее не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины, но не выше допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны.

1279. Выбор оборудования, уровень его комплектации техническими средствами, оснащенность КИП устанавливаются проектной документацией применительно к характеру и видам планируемых работ и операций, с учетом обеспечения безопасности.

1280. Приемка в эксплуатацию реконструированной скважины производится в порядке, установленном заказчиком для приемки вновь пробуренных скважин.

XL. Общие требования к ведению геофизических работ в нефтяных и газовых скважинах

1281. Геофизические работы должны проводиться в объеме и с периодичностью, предусмотренными геолого-техническим нарядом на производство буровых работ, планом проведения ремонтно-восстановительных работ и мероприятиями по контролю разработки пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.

1282. Геофизические работы должны проводиться после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.

1283. Перед проведением работ с применением источников ионизирующего излучения ствол скважины должен быть прошаблонирован скважинным прибором без источника или шаблоном с массогабаритными характеристиками, соответствующими этому прибору.

1284. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. К геофизическим работам могут привлекаться работники заказчика и его оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследований.

1286. Геофизические организации, деятельность которых связана с освоением нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, должны руководствоваться требованиями и положениями настоящих Правил, требованиями безопасности при взрывных работах, установленными федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности.

XLI. Требования к применению технических устройств, аппаратуры и инструмента для ведения геофизических работ

1287. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах должны проводиться с применением оборудования, кабеля и аппаратуры, технические характеристики которых соответствуют геолого-техническим условиям бурения и эксплуатации скважин.

1290. К геофизическим работам допускаются оборудование, кабель, аппаратура и приборы, входящие в их состав, имеющие подтверждение соответствия и свидетельства о поверке средств измерений.

1291. Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники допускаются к применению только при наличии разрешения организации, в ведении которой находится скважина.

1292. При спуске геофизических приборов в скважину должны обеспечиваться возможность сборки компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры и присоединение к унифицированным кабельным наконечникам. Конструкция кабельного наконечника должна обеспечивать возможность его захвата при проведении ловильных работ.

1293. Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа кабеля.

1294. При геофизических работах должен применяться кабель, не имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна периодически проверяться, а после работ в агрессивных средах кабель должен испытываться на разрывное усилие.

XLII. Ведение геофизических работ при бурении скважин

1296. Станция геолого-технических исследований должна устанавливаться по типовой схеме привязки ее к буровой установке. Соединительные кабели и газовоздушная линия должны быть подвешены на опорах или размещены в охранных приспособлениях.

1297. Участок желобной системы, где устанавливаются дегазатор и датчики контроля параметров промывочной жидкости, должен быть освещен в темное время суток.

1298. Члены буровой бригады должны проходить инструктажи по методам безопасной работы с геофизическим оборудованием и взаимодействию во время проведения геолого-технологических исследований.

1299. Буровой мастер (бурильщик) обязан информировать начальника партии (отряда) об отклонениях от проектного технологического режима бурения и физико-химического состава промывочной жидкости. Газовый каротаж не должен проводиться при добавках в буровой раствор нефти.

1300. По окончании бурения перед ГИС циркуляция должна быть продолжена до выхода забойной порции промывочной жидкости на поверхность.

1301. До начала проведения ГИС скважина должна быть подготовлена таким образом, чтобы обеспечивалось свободное прохождение скважинных приборов по ее стволу без посадок и затяжек при спуске и подъеме.

1302. Начальник партии (отряда) обязан оперативно информировать бурового мастера (бурильщика), который должен зафиксировать в буровом журнале возможность возникновения осложнения или аварийной ситуации.

1303. При каротаже пробуренного ствола скважины подъемник и лаборатория должны устанавливаться так, чтобы обеспечивались хороший обзор устья, свободный проход работников на мостки и сигнализационная связь между ними и устьем скважины.

1304. Подвесной блок должен быть надежно закреплен на талевой системе буровой установки и поднят над устьем скважины на высоту, обеспечивающую спуск кабеля с приборами в скважину по ее оси.

1305. Перед началом геофизических работ должна быть проверена исправность тормозной системы каротажного подъемника, кабелеукладчика, защитных заграждений, целостности заземляющего провода и соединительных кабелей. Не допускается производство геофизических работ при неисправных вспомогательных грузоподъемных механизмах буровой установки.

1306. Спуск и подъем кабеля должны проводиться с контролем глубины, натяжения и со скоростями, рекомендованными для соответствующих типов аппаратуры и аппаратов.

1308. ГИС в обсаженном стволе скважины должны обеспечивать получение информации о способности крепи заколонного пространства исключить возможность перетока между пластами и выход флюида на поверхность.

XLIII. Ведение геофизических работ при эксплуатации скважин

1309. ГИС в процессе эксплуатации скважин проводятся в соответствии с планами геолого-технических мероприятий.

1310. При спуске и подъеме скважинных приборов через колонну НКТ низ колонны должен быть оборудован воронкой.

1311. В вертикальных скважинах, эксплуатирующихся насосным способом при эксцентричной подвеске НКТ, зазор между эксплуатационной колонной и НКТ должен обеспечивать беспрепятственный проход скважинного прибора до интервала исследования.

1313. При исследованиях в нагнетательных скважинах для спуска и подъема приборов разрешается кратковременное стравливание давления. Сбросовая вода, используемая в качестве рабочего агента, должна отводиться в специально подготовленный приемник.

1314. При исследованиях в добывающих скважинах жидкость, просачивающаяся через герметизатор кабеля, должна отводиться в емкость, установленную около устья скважины.

1315. Скважины с высоким давлением на устье должны исследоваться с применением лубрикаторного оборудования. Монтаж и работа с этим оборудованием должны проводиться при предоставлении геофизической партии (отряду) специального грузоподъемного агрегата.

1316. Исследование скважин при их освоении после бурения и капитального ремонта должно проводиться до и после вывода их на рабочий режим эксплуатации.

1317. Во всех случаях исследования скважины через НКТ и по межтрубному пространству скорость подъема кабеля должна снижаться при подходе к воронке НКТ, глубинному насосу и устью скважины.

1319. Проведение работ с применением геофизических методов воздействия на призабойную зону как в рабочем режиме скважины, так и при нахождении ее в капитальном ремонте должно осуществляться по планам работ.

XLIV. Ведение ПВР в скважинах

1320. ПВР в скважинах должны проводиться в соответствии с техническим проектом на производство ПВР.

1321. Технический проект на производство ПВР разрабатывается геофизической организацией и согласовывается с буровой организацией и организацией, эксплуатирующей ОПО.

1322. При выполнении ПВР в составе сложных технологий испытания и освоения скважин, требующих непосредственного взаимодействия работников подрядчика и заказчика, работы должны выполняться по планам, утвержденным их руководителями.

1323. Руководитель подразделения по выполнению ПВР (начальник партии, отряда) должен иметь право ответственного руководства взрывными работами. Руководитель взрывных работ, выполняемых с применением электровзрывания, должен пройти обучение электробезопасности с присвоением квалификационной группы по электробезопасности не ниже III.

1324. Непосредственную работу с ВМ могут выполнять только взрывники. Отдельные операции по работе с ПВА, не связанные с обращением со средствами инициирования, монтажом и проверкой электровзрывной сети, обращением с отказавшими ПВА, могут выполнять проинструктированные рабочие геофизических организаций под непосредственным руководством взрывника или руководителя взрывных работ.

1325. Обслуживающие не геофизическое оборудование работники, привлекаемые для выполнения спускоподъемных операций и задействования аппаратов, спускаемых на НКТ или бурильных трубах, должны быть проинструктированы руководителем взрывных работ в части мер безопасности и работать под его наблюдением.

1326. Геофизические организации должны иметь эксплуатационную документацию на все применяемые ими ПВА, изделия из взрывчатых веществ, приборы взрывного дела и руководствоваться ими на всех стадиях обращения с ними.

1327. Условия применения ПВА в скважинах (максимальные температура и гидростатическое давление, минимальный проходной диаметр и другие параметры) должны строго соответствовать допускаемым эксплуатационной документацией на конкретную ПВА. В скважинах с температурой и давлением в интервале перфорации (интенсификации) на уровне предельно допустимых (+/- 10%) для применяемой аппаратуры обязательно проведение измерений этих параметров перед спуском ПВА.

1328. Приступать к выполнению ПВР на скважине разрешается только после окончания работ по подготовке ее территории, ствола и оборудования к ПВР, подтвержденного Актом готовности скважины для производства ПВР.

1330. Контрольное шаблонирование ствола скважины необходимо выполнять посредством спуска на кабеле шаблона, диаметр, масса и длина которого должны соответствовать габаритно-массовым техническим характеристикам применяемых ПВА. При использовании ПВА нежесткой конструкции (бескорпусных перфораторов, пороховых генераторов давления, шнуровых торпед и других видов аппаратуры) ограничения по длине шаблона не устанавливаются.

1331. Независимо от наличия электроустановок все металлоконструкции скважины должны иметь надежную металлическую связь между собой и быть заземлены на единый заземлитель (контур заземления скважины).

1334. Для подсоединений отдельных заземляющих проводников геофизического оборудования на контур заземления скважины или металлоконструкции скважины в легкодоступном, хорошо видимом месте знаком "Земля" должна быть обозначена точка подключения.

1335. При использовании электрического метода взрывания должны выполняться меры по защите от блуждающих токов. В особых случаях, при невозможности их выполнения, работу со средствами инициирования и по монтажу электровзрывной сети необходимо вести при соблюдении специальных мер, разрабатываемых геофизическими организациями и отражаемых в техническом проекте на производство ПВР. При этом в первую очередь должно предусматриваться применение технических средств защиты от блуждающих токов - защищенных систем электровзрывания, блокировок и другого оборудования.

1336. Проверка исправности полностью смонтированной электровзрывной сети должна выполняться измерением ее сопротивления после спуска аппарата на глубину не менее 50 м. После этого радиус опасной зоны вокруг устья скважины может быть уменьшен по указанию руководителя взрывных работ.

1337. При подъеме задействованной ПВА в случае отсутствия аппаратурного контроля за фактом и полнотой взрывания, вплоть до осмотра ПВА взрывником, режим опасной зоны вокруг устья скважины должен сохраняться.

XLV. Ликвидация аварий при геофизических работах

1338. Возникающие в процессе проведения геофизических работ осложнения, связанные с прихватом кабеля, скважинного прибора или груза, ликвидируются под руководством лица, ответственного за проведение геофизических работ, при участии работников буровой бригады.

1339. При невозможности ликвидации прихвата расхаживанием кабеля должен быть составлен акт и поставлено в известность техническое руководство организации, в ведении которого находится скважина, и геофизической организации.

1340. Аварии ликвидируются в соответствии с составленным совместно организацией-заказчиком, буровым подрядчиком и исполнителем геофизических работ планом с использованием технических средств обеих сторон.

1341. До спуска в скважину на все нестандартные сборки рабочего и аварийного инструмента должны составляться эскизы.

1342. Для извлечения из скважины прибора, аппарата, груза должен быть применен ловильный инструмент, соответствующий конструкции защитного колпака кабельного наконечника. При оставлении в скважине кабеля его разбуривание разрешается только после того, как все другие возможные методы его извлечения не дали результата и дальнейшие ловильные работы нецелесообразны.

1343. При невозможности извлечения из скважины прибора с радиоактивным источником последний, по согласованию с органами санитарно-эпидемиологического надзора, должен быть сбит на забой и зацементирован. Дальнейшие операции по проводке ствола скважины должны вестись при дозиметрическом контроле промывочной жидкости.

1344. Обо всех случаях оставления в скважине ПВА со ВМ должен быть немедленно проинформирован территориальный орган Ростехнадзора.

1345. Поднятая из скважины ПВА, не подлежащая разряжанию вследствие деформации корпуса, должна быть возвращена на склад ВМ с соблюдением мер безопасности, предусмотренных эксплуатационной документацией.

1346. В случаях появления признаков ГНВП устье скважины должно быть загерметизировано согласно ПЛА.

XLVI. Проведение ПГР на ОПО МНГК

1347. ПГР в скважинах производятся в присутствии представителей эксплуатирующей организации и организации-исполнителя буровых работ под руководством ответственного работника, назначенного приказом по организации, осуществляющей промыслово-геофизические работы.

1348. Перед проведением промыслово-геофизических работ проверяются изоляция электрооборудования и исправность устройства защитного заземления буровой установки или скважины. Обязательно наличие металлической связи между заземляющими устройствами скважины и источником питания, к которому подключаются геофизические токоприемники.

1349. До начала работ в скважине эксплуатирующей организацией совместно с организацией-исполнителем буровых работ составляется акт готовности скважины к ПГР, который подписывается ответственным представителем организации-исполнителя буровых работ и эксплуатирующей организацией. Не допускается приступать к работам в скважине до оформления акта готовности скважины к ПГР.

1352. Геофизическая организация отвечает за безопасное ведение ПГР на МСП, ПБУ, МЭ, ПТК и хранение ВМ.

1353. Не допускается проводить ПГР в скважинах при ГНВП и поглощении.

1354. Каротажный подъемник устанавливается так, чтобы ось барабана была перпендикулярна к плоскости, проходящей через середину барабана и устье скважины, и из кабины каротажной лебедки обеспечивалась прямая видимость кабеля по всей протяженности от подъемника до ротора буровой установки или устья скважины.

1355. При ПГР обеспечивается двусторонняя связь между операторами, находящимися в помещении лаборатории, у пульта управления лебедкой и на устье скважины.

1356. Перед перфорацией скважины проверяется герметичность обвязки устьев всех скважин на МСП, ПБУ, МЭ или ПТК. Обнаруженные пропуски ликвидируются и составляется акт готовности скважины к проведению перфорации.

1357. До проведения ПВР скважина заполняется буровым раствором необходимых параметров, обеспечивается контроль за его уровнем для обеспечения гидростатического равновесия давления вскрываемых пластов, а устье скважины оборудуется ПВО и лубрикатором.

1358. ВМ на ОПО МНГК завозятся непосредственно перед ПВР в количестве, необходимом для выполнения работ. По окончании ПВР неиспользованные ВМ вывозятся с МСП, ПБУ, МЭ или ПТК.

1359. ВМ для проведения ПВР размещаются в переносных контейнерах, установленных на специально отведенных для этого местах МСП, ПБУ или МЭ. Места для хранения ВМ оборудуются приспособлением для сбрасывания контейнеров в море при аварийных ситуациях. Контейнер оборудуется охранной сигнализацией и надежным запирающим устройством, ключ от которого хранится у лица, ответственного за проведение ПВР и сохранность ВМ, находящегося на МСП, ПБУ или МЭ.

1361. Перед ПВР корпусы каротажной лаборатории и каротажного подъемника соединяются с заземляющим контуром ОПО МНГК.

1362. На период ПВР на МСП, ПБУ или МЭ выделяется опасная зона, на территории которой расположены: буровая вышка, трасса каротажного кабеля, место зарядки ПВА и подготовки торпед, каротажная лебедка.

1363. Состав работников геофизической партии и буровой бригады, находящихся при ПВР в пределах опасной зоны, устанавливается совместно ответственными представителями эксплуатирующей организации, организации-исполнителя буровых работ и организации-исполнителя ПВР. Остальные лица на время проведения ПВР должны быть удалены из опасной зоны.

1365. Во время проведения ПВР средства пожаротушения ОПО МНГК находятся в готовности к немедленному применению.

1366. В течение ПВР оснащенное оборудованием для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов АСС находится на расстоянии, позволяющем немедленно приступить к локализации возможных разливов нефти.

1367. Отказавшая ПВА, а также торпеда с неизвлекаемыми средствами взрывания в случае невозможности уничтожения на месте работы перевозится морским транспортом на берег для последующего уничтожения. При этом проводники, подсоединенные к средствам взрывания, замыкаются накоротко. План действий по перевозке отказавшей аппаратуры (торпеды) разрабатывается организацией-исполнителем ПВР и согласовывается с эксплуатирующей организацией перед началом работ.

1368. ПВР допускается проводить только с применением устройства блокировки ПВА.

1369. Не допускается проведение ПВР в скважинах во время грозы.

XLVII. Требования к безопасному ведению работ на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода

1370. Данные требования распространяются на организации, деятельность которых связана с проектированием, разведкой, обустройством и разработкой нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в продукции свыше 6% (объемных) сернистого водорода.

1371. Для всех ОПО, связанных с освоением таких месторождений и содержащих источники возможных выбросов и утечек в атмосферу вредных веществ и смесей, должна быть установлена буферная (защитная) зона.

1372. На каждом ОПО должен быть ПЛА, а в организациях, ведущих работы на месторождении, должен быть план совместных действий при возникновении аварийных ситуаций.

1373. Организация охраны ОПО и контрольно-пропускного режима на их территорию определяется проектной документацией на основании действующих нормативных правовых актов.

1374. Устройство периметральной охраны и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра.

1375. Все транспортные средства могут быть допущены на территорию взрывопожароопасных объектов при наличии искрогасителя, а спецтехника, перевозящая ЛВЖ, дополнительно - устройств для снятия статического электричества.

1376. Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных, пожароопасных веществ, не используемых на данном объекте, а также применяемых опасных веществ в количестве, превышающем установленные нормативы единовременного хранения.

1377. Взрывопожароопасные объекты без постоянного нахождения работников (например, площадки скважин) должны быть ограждены и оснащены соответствующими знаками безопасности и предупредительными надписями. Такие объекты, а также отдаленные зоны производственных объектов с постоянным персоналом, трассы коммуникаций должны контролироваться путем регламентных обследований и осмотров.

1379. Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации, вызову притока, гидродинамические исследования и другие операции, связанные с вероятностью появления сернистого водорода в воздушной среде, должны проводиться по плану под руководством ответственного работника, назначенного техническим руководителем организации.

XLVIII. Требования к проектной документации на разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сернистого водорода и бурения скважин

1380. В проектной документации обустройства месторождения должны быть предусмотрены основные организационные, технические решения по обеспечению газобезопасности работников и населения, проживающего в зоне возможной загазованности, при аварийных ситуациях.

1381. В проектной документации обустройства месторождения должны быть предусмотрены места расположения мест безопасности, средств коллективной защиты работающих и населения, станций контроля загазованности окружающей среды, постов газовой безопасности, ветровых конусов, контрольно-пропускных пунктов.

1382. Проектные решения должны предусматривать рациональное использование природных ресурсов, исключение возможности необратимых техногенных изменений природной среды, в том числе и при возможных аварийных выбросах вредных веществ, обоснование оценки надежности и безаварийности производственных процессов и оборудования, оценку риска возникновения и возможных последствий прогнозируемых аварийных ситуаций, связанных с выбросом вредных веществ, а также решения, направленные на предотвращение, локализацию, ликвидацию аварии и защиту работающих и населения от опасных производственных факторов.

1384. По каждому из основных организационно-технических решений, направленных на обеспечение газовой безопасности работников и населения на период возможных аварийных выбросов, в проектной документации должны быть обоснованы и определены конкретные типы и количество необходимых приборов, материалов и оборудования, а также места (сооружения) для их хранения и подготовки к работе.

1385. В случае обнаружения в пластовом флюиде первой разведочной скважины более 6% (объемных) сернистого водорода, что не предусматривалось рабочим проектом на бурение скважины, дальнейшее ее бурение должно проводиться с соблюдением требований глав L - I настоящих Правил.

XLIX. Требования к строительству, территориям, объектам обустройства месторождений с высоким содержанием сернистого водорода

1389. Территории горных отводов под нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения с высоким содержанием сернистого водорода застраивать производственными и другими объектами, не связанными с добычей нефти, газа и газоконденсата, запрещается.

1390. Производственные объекты, газоопасные места, трассы газо- и нефтеконденсатопроводов должны иметь указатели, надписи и необходимые знаки.

1391. На территории буровых и промышленных площадок должны быть установлены устройства (например, конус, флюгер) для определения направления ветра и указатели сторон света. В темное время устройства необходимо освещать.

1393. Расстояние от устья скважины до буровых насосов на месторождениях с объемным содержанием сернистого водорода более 6% должно быть не менее 30 м. Открытые участки циркуляционной системы должны располагаться вне пределов помещения насосной.

1395. Бригады, вахты, работающие в пределах месторождения, должны быть обеспечены надежной двусторонней телефонной или радиосвязью (с постоянным вызовом) с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте - дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией.

1396. Помещения для приготовления и приема пищи, отдыха вахты, узел связи размещаются на расстоянии не менее 200 м от устья скважины.

1397. На установках, в помещениях и на промышленных площадках, где возможно выделение сернистого водорода в воздух рабочей зоны (буровая установка, добывающая скважина, установки по измерению дебита нефти и газа и другое оборудование, участвующее в технологическом процессе), должны осуществляться постоянный контроль воздушной среды и сигнализация опасных концентраций сернистого водорода.

1398. Места установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов определяются проектной документацией обустройства месторождения с учетом плотности газов, параметров применяемого оборудования, его размещения и рекомендаций поставщиков.

1399. На буровых установках датчики должны быть размещены у основания вышки, ротора, в начале желобной системы, у вибросит, в насосном помещении (2 шт.), у приемных емкостей (2 шт.) и в служебном помещении.

1400. Стационарные газосигнализаторы устанавливаются на высоте не более 50 см от поверхности земли или пола и должны иметь звуковой и световой сигналы с выходом на диспетчерский пункт (пульт управления) и по месту установки датчиков.

1402. Измерения концентрации сернистого водорода газоанализаторами на объекте должны проводиться по графику организации, а в аварийных ситуациях - газоспасательной службой с занесением результатов измерений в журнал.

L. Требования к производству буровых работ на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода

1406. При бурении пластов, содержащих сернистый водород, необходимо контролировать наличие сернистого водорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором.

LI. Требования к освоению и гидродинамическим исследованиям в скважинах, вскрывших пласты, содержащие в продукции сернистый водород

1409. Освоение скважин производится при обязательном присутствии представителя организации, эксплуатирующей ОПО (заказчика).

1412. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.

1413. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии должна быть не менее 50 м. Во всех других случаях (кроме ОПО МНГК) длина линии глушения должна быть не менее 100 м.

1414. Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сернистого водорода в газе более 6% должна быть смонтирована специальная факельная система.

1415. Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее одного объема скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов для оперативного приготовления бурового раствора в еще одном объеме.

1416. В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Разрешается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа, не более 45 часов на один объект.

1417. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время суток при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.

1420. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.

1421. Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.

1422. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионностойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сернистого водорода.

1423. Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.

1424. Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.

1425. По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сернистого водорода.

1426. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сернистого водорода и проверку герметичности устьевой арматуры.

LII. Эксплуатация и ремонт скважин, вскрывших пласты, содержащие в продукции сернистый водород

1427. Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии длиной не менее 100 м, опрессованные с коэффициентом запаса, равным 1,25 от ожидаемого максимального давления. Линии должны быть оборудованы обратными клапанами и иметь возможность подключения контрольно-регистрирующей аппаратуры.

1429. Управление центральной задвижкой, первыми от устья боковыми задвижками, установленными на струнах фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем должно быть дистанционным и автоматическим.

1430. В процессе эксплуатации должна периодически проводиться проверка клапана-отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями (инструкцией) завода-изготовителя.

1431. Скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе не менее двух операторов, имеющих при себе дыхательные аппараты, средства контроля воздуха и связи. Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале.

1432. При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти, газа, содержащих сернистый водород, скважину необходимо немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана-отсекателя с пульта управления. При обнаружении утечки сернистого водорода из выкидной линии скважины необходимо закрыть с пульта управления задвижку на выкидной линии, а также входную задвижку на измерительном устройстве. Об этих случаях необходимо оперативно сообщить руководителю объекта и работникам ПАСФ.

1434. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и других внутрискважинных операций), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью, соответствующей рабочему проекту на бурение скважины или плану работ, обработанная нейтрализатором сернистого водорода. Ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом.

1435. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья, необходимо установить ПВО, в состав которого должен входить превентор со срезающими плашками.

1436. При появлении признаков ГНВП ремонтные работы на скважине должны быть немедленно прекращены и приняты меры по ликвидации осложнения.

1437. При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины, смене крестовин, ПВО, фонтанной арматуры запрещается оставлять открытым устье скважины.

LIII. Сбор и подготовка нефти, газа и газоконденсата, содержащих сернистый водород

1439. В организации проводится проверка герметичности фланцевых соединений, арматуры, люков и других источников возможных выделений сернистого водорода. Проверка проводится посредством ежедневного обхода (объезда) каждого опасного объекта. Результаты обхода (объезда) должны быть отражены в соответствующем журнале.

1440. Для перекачки сред, содержащих сернистый водород, должны использоваться насосы с бессальниковым исполнением или снабженные электромагнитными муфтами.

1441. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться очистке, а при содержании сернистого водорода и других вредных веществ выше ПДК - нейтрализации.

1444. Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при ремонтных работах все разбираемые узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами.

1446. Продолжительность пропарки устанавливается соответствующими инструкциями для каждого типоразмера оборудования индивидуально, но должна быть не менее 24 часов. Пропарка аппаратов должна производиться при закрытых люках, резервуаров - при открытом дыхательном клапане.

1448. Для промывки оборудования и пропарки должны быть предусмотрены стационарные или передвижные штатные устройства и коммуникации для подачи пара и воды.

1449. По завершении промывки оборудование следует проветрить воздухом (первоначально при небольшом поступлении пара). Открывать люки для проветривания оборудования необходимо начиная с верхнего, чтобы избежать интенсивного движения в нем атмосферного воздуха.

1450. Работы по очистке оборудования от пирофорных отложений, осуществляемые механизированным способом (например, через нижний люк-лаз с помощью скребка с заборным и отсасывающим устройством), не требующим присутствия рабочих внутри оборудования, разрешается проводить без его предварительной пропарки и дегазации согласно специальной инструкции, утвержденной техническим руководителем организации. При этом оборудование освобождают от горючего продукта, отключают от всех трубопроводов заглушками, внутреннее пространство заполняют воздушно-механической пеной средней или высокой кратности и в процессе производства очистных работ обеспечивают постоянство заполнения оборудования пеной. При выполнении работ должны быть обеспечены условия, исключающие возникновение разряда статического электричества.

1451. Отложения, извлекаемые из оборудования, должны находиться под слоем воды или во влажном состоянии в специальных емкостях, установленных вдали от мест возможного выделения и скопления горючих паров и газов.

1452. По завершении очистки оборудования пирофорные отложения должны быть удалены с территории объекта во влажном состоянии в специально отведенное для этого место либо размещены в объектах размещения отходов, включенных в государственный реестр объектов размещения отходов.

1453. При наличии на объектах добычи газо- и продуктопроводов с большим геометрическим объемом необходимо секционировать их путем установки автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 - 4000 нм3 сернистого водорода.

LIV. Требования к ведению ПГР в скважинах, вскрывших пласты, содержащие в продукции сернистый водород

1454. ПГР в скважинах, где вскрыты пласты, содержащие сернистый водород, должны проводиться по плану работ, утвержденному техническими руководителями геофизической и буровой организации и пользователем недр (заказчиком), согласованному с ПАСФ.

1456. Работы по испытанию пластов, содержащих сернистый водород, трубными испытателями в процессе бурения скважин должны проводиться по планам, утвержденным пользователем недр (заказчиком).

1457. Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника должно обеспечивать хороший обзор рабочей площадки и возможность быстрого проветривания салона.

1458. При работе в условиях, затрудняющих сигнализацию о наличии сернистого водорода (ветер, снег, туман, сложные метеорологические условия), руководителем ПГР должен быть выделен работник для наблюдения за этими устройствами, который должен быть проинструктирован и обеспечен необходимым СИЗ и средством связи.

1459. ПГР в осложненных условиях, а также ПВР по ликвидации аварий в скважинах должны выполняться под непосредственным руководством ответственного лица геофизической организации.

LV. Требования к применению технических устройств и инструмента для работы в средах с содержанием сернистого водорода

1461. При отклонениях от установленных критериев выбора оборудования, по согласованию с организацией, эксплуатирующей ОПО, разрешается использование стандартного оборудования в коррозионно-агрессивной среде с обязательной подачей ингибитора коррозии и сокращение сроков проведения контрольных испытаний (проверок).

1462. Емкость (резервуар) для жидкости, содержащей сернистый водород, должна быть оборудована сигнализатором верхнего предельного уровня жидкости и нижним пробоотборником.

1463. Для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата, эксплуатационной и лифтовой колонн, внутрискважинного и другого оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия сернистого водорода, должны применяться ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции.

1464. Манифольд ПВО, бурильные трубы, лифтовые трубы, трубопроводы, находившиеся в контакте с сернистым водородом, после их демонтажа перед повторным использованием должны быть подвергнуты дефектоскопии и опрессованы.

1465. Применяемые трубы обсадных и лифтовых колонн должны проходить проверку по химическому составу и другим показателям качества стали в лабораторных условиях.

LVI. Требования к подготовке и аттестации работников на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода

1467. К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сернистого водорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков пользования СИЗОД.

1468. Запрещается пребывание на газоопасном объекте лиц, не имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших соответствующего инструктажа по безопасности.

1469. Не реже 1 раза в месяц на объектах должны проводиться учебно-тренировочные занятия с работниками по выработке практических навыков выполнения действий по ПЛА.

1470. При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сернистого водорода исполнители и руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство во взрывобезопасном исполнении.

1472. Привлекаемые к работам на газоопасных объектах работники сторонних организаций должны пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером организации-заказчика, с учетом места и вида работ, в порядке, установленном в организации-заказчике, и иметь индивидуальные сигнализаторы.

1474. Изолирующие дыхательные аппараты должны применяться работниками при выполнении операций, предусмотренных технологией производства работ в условиях возможного выделения сернистого водорода, принятии первоочередных мер при возникновении аварийной ситуации.

1475. Дыхательные аппараты должны быть подобраны по размерам. К каждому аппарату прикладывается паспорт и прикрепляется этикетка с надписью фамилии и инициалов работника. В паспорте должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его следующего испытания.

1476. Эксплуатирующая организация должна проверять газозащитные средства на предмет их соответствия показателям, установленным изготовителем.

1477. На рабочих местах должна быть инструкция по проверке, эксплуатации и хранению средств защиты.

1478. На газоопасном объекте должен быть аварийный запас газозащитных средств, количество и типы которых определяются с учетом численности работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых работ.

1479. Помимо аттестации по промышленной безопасности руководители и работники должны пройти проверку знаний требований нормативных правовых актов в области санитарно-эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей среды и охраны труда.

1480. Внутренний контроль соблюдения требований промышленной безопасности осуществляется организациями с учетом специфических условий производства.

LVII. Требования к разработке технологического регламента

Организационно-технические требования

1482. ТР распространяется на разработку мероприятий и выполнение работ, направленных на безопасную эксплуатацию ОПО.

1483. ТР на стадии проектирования и строительства, а также реконструкции разрабатывается проектной организацией. ТР на ОПО, находящийся в эксплуатации, может разрабатываться эксплуатирующей организацией.

1484. ТР является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), режимы и рецептуру производства продукции, показатели качества продукции, безопасные условия работы в соответствии с действующими нормативными техническими документами.

1485. ТР должен обеспечивать безопасные условия работы, эксплуатацию оборудования в паспортном режиме, экономичное ведение процесса, заданное качество продукции.

1486. Ответственным за соблюдение требований ТР является технический руководитель эксплуатирующей организации.

Разработка, согласование и утверждение технологического регламента

1487. ТР разрабатывается на каждый технологический процесс. Допускается разрабатывать единый ТР на ОПО в целом либо на несколько ОПО, связанных единым технологическим процессом.

1488. Рекомендуемое содержание разделов технологического регламента приведено в приложении N 9 к настоящим Правилам.

1490. ТР, разработанный в эксплуатирующей организации, подлежит согласованию с соответствующими техническими службами и утверждается техническим руководителем эксплуатирующей организации.

Срок действия технологического регламента

1492. При наличии изменений и дополнений, внесение которых не затрудняет пользование ТР, или при их отсутствии срок действия ТР продлевается еще на 5 лет, но не более одного раза.

1493. По истечении двух пятилетних сроков ТР подлежит обязательному пересмотру. Согласование пересмотренного ТР проводится в организации в соответствующих технических службах и утверждается главным инженером (техническим директором) организации.

Порядок оформления и хранения технологического регламента

1495. Текстовая часть ТР оформляется на формате A4.

1496. Каждому ТР присваивается номер или обозначение в порядке, принятом в организации.

1497. Утвержденный ТР хранится в техническом отделе организации. Копии и выписки из ТР, заверенные техническим отделом организации, передаются для руководства и ведения технологического режима руководителям установок, а также другим заинтересованным организациям.

Порядок внесения изменений и дополнений в технологический регламент

1499. Изменения и дополнения подлежат согласованию с теми техническими службами организации, которые имеют непосредственное отношение к ним, и утверждаются главным инженером (техническим руководителем) организации. Изменение и их регистрация производятся в соответствии приложением N 10 к настоящим Правилам.

LVIII. Ликвидация и консервация скважин, оборудование их устьев и стволов

Организационно-технические требования

1500. Пользователь недр обеспечивает ликвидацию скважин, не подлежащих использованию, а также сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях.

1502. В документации на ликвидацию и консервацию скважин для регионов и месторождений с однотипными горно-геологическими и экологическими условиями определяются общие требования по ликвидации и консервации скважин данного месторождения (площади) или нескольких однотипных месторождений. Детальное проведение работ по каждой конкретной скважине приводится в плане изоляционно-ликвидационных работ.

1504. Работы по ликвидации и консервации скважин (с учетом результатов проверки технического состояния скважин) проводятся пользователем недр или его представителем (далее - организацией, эксплуатирующей ОПО).

1505. Ликвидация и консервация скважин считается завершенной после подписания акта ликвидации или консервации организацией, эксплуатирующей ОПО и территориальным органом Ростехнадзора.

1506. Ликвидированные скважины исключаются из сведений, характеризующих ОПО, свидетельства о регистрации ОПО в государственном реестре.

1507. Дополнительные требования консервации и ликвидации скважин, пробуренных в морских условиях, установлены в пунктами 1510 - 1526 настоящих Правил.

1508. Ликвидация и консервация скважин на затапливаемой территории (за исключением водно-болотных угодий) и в русле больших (судоходных) рек выполняются с учетом требований пункта 1549 настоящих Правил.

1509. Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недр или уполномоченный им представитель в соответствии с действующими лицензиями на пользование недрами.

Ликвидация и консервация морских нефтегазовых скважин

1512. Во всех ликвидируемых скважинах в последней (наименьшей) обсадной колонне, связанной с устьем скважины, устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м с расположением кровли цементного моста на уровне дна моря.

1513. При ликвидации скважин, пробуренных с ПБУ, выступающая над дном моря обсадная колонна (в случае, если при бурении скважины не использовались специальная система придонных подвесок, колонные головки) удаляется на уровень дна моря. Координаты точки расположения устья скважины передаются в соответствующие службы для внесения в карты судоходства.

1514. После окончания работ по снятию ПБУ с точки бурения проводятся обследование дна на отсутствие навигационных опасностей и видеосъемка устья скважины и морского дна в радиусе плюс 10 м. Один экземпляр акта обследования, составленный эксплуатирующей организацией, представляется в гидрографическую службу. Работы по обследованию дна выполняются специализированной организацией.

1515. Результаты работ по опробованию цементных мостов разгрузкой бурильного инструмента и их опрессовки оформляются составлением соответствующего акта эксплуатирующей организации. Допускается использование для разобщения интервалов испытания при ликвидации и консервации скважин цементировочных пакеров, пробок (ритейнеров). Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Цементные мосты, цементировочные пакера, пробки (ритейнеры) испытываются опрессовкой давлением, установленным в документации на ликвидацию и консервацию скважин, с учетом остаточной прочности обсадных колонн.

1516. Консервация скважины проводится так, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ.

1517. Не допускается консервация и ликвидация скважины с межколонными пропусками газа, нефти и воды.

1518. На скважинах, находящихся в консервации, не реже одного раза в год проводятся проверки состояния оборудования и наличия избыточного давления на устье с составлением акта обследования. При обнаружении пропусков на устье скважины или прорывов газа или флюидов на поверхности морского дна (грифонообразования) немедленно сообщается об этом ПАСФ.

1519. На каждой консервируемой скважине устанавливается репер размером не менее 0,4 x 0,2 x 0,005 м, на которой сваркой, несмываемой краской или иным способом, обеспечивающим несмываемость надписи, указываются: номер скважины, наименование месторождения (площади) и эксплуатирующей организации, дата и срок консервации.

1520. Каждая консервируемая эксплуатационная скважина с надводным расположением устья оборудуется фонтанной арматурой. Штурвалы задвижек (за исключением задвижки, выполняющей функции контрольной) снимаются, коммуникации арматуры отсоединяются, а внешние фланцы задвижек арматуры оборудуются фланцевыми заглушками, манометры (за исключением контрольного) снимаются и места их установки заглушаются.

1521. Порядок оборудования стволов при консервации законченных бурением скважин определяется в зависимости от величины пластовых давлений и срока консервации скважины.

1522. При консервации скважины на подводное устье скважины устанавливается специальная каптажная головка, совместно с противотраловой защитой, обеспечивающая герметизацию подводного устья скважины, либо при герметизации устья скважины используется специальное запорное оборудование.

1523. Местоположение подводного устья определяется с помощью спутниковой навигации.

1524. После завершения работ по консервации (ликвидации) скважины геологическая служба организации - исполнителя работ составляет справку о консервации (ликвидации) скважины. Копия справки передается эксплуатирующей организации, которая оформляет акт о консервации (ликвидации) скважины.

1525. Разработка, согласование и утверждение документации на расконсервацию скважин проводятся в порядке, предусмотренном для разработки, согласования и утверждения документации на консервацию скважин.

1526. Пользователь недр или его представитель проводит мониторинг состояния устьев ликвидированных скважин и прилегающих пространств морского дна. При обнаружении ГНВП пользователь недрами или его представитель организует и проводит ремонтно-изоляционные работы на ликвидированных скважинах и проводит повторную ликвидацию.

Порядок ликвидации скважин. Категории скважин, подлежащих ликвидации

1532. Пользователем недр или его представителем определяется категория, по которой ликвидируется скважина.

Оборудование устьев и стволов скважин при их ликвидации. Организационно-технические требования

1533. Ликвидация скважин с негерметичными обсадными колоннами, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения. В акте на ликвидацию скважины указываются перечень выполненных работ, результаты исследований по проверке надежности этих работ и вывод о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации.

1534. При сложных горно-геологических условиях разреза или наличии в нем источников МПП и МКД ликвидация скважин достигается созданием системы флюидоупорных тампонажных экранов и мостов, изолирующих источники МПП и МКД и восстанавливающих разобщенность вскрытых пород или их комплексов друг от друга, нарушенную в процессе бурения скважины.

1535. Ствол скважины между цементными мостами и выше последнего моста заполняется нейтральной жидкостью. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью, высота столба которой определяется с учетом местоположения скважины и решаемых технических задач.

1536. До проведения ликвидационных работ проводится диагностика технического состояния скважины по имеющейся геолого-промысловой информации с учетом последнего комплекса ГИС, выделяются потенциально опасные пласты-источники МПП и МКД во вскрытом разрезе, изоляция которых должна быть предусмотрена в документации на ликвидацию скважины.

1537. МКД и МПП пластовых флюидов ликвидируются в процессе проведения работ по ликвидации, начиная с нижней части ствола скважины. Осложнения и аварии, возникшие в процессе изоляционно-ликвидационных работ в скважине, ликвидируются по дополнительным планам на ликвидацию скважин.

1538. Установка флюидоупорных экранов, покрышек и цементных мостов, направленных на ликвидацию МКД, ликвидацию и предупреждение возникновения МПП, восстановление герметичности геологического разреза, проводится под избыточным давлением, величина которого принимается с учетом остаточной прочности колонны.

1539. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Испытание установленных цементных мостов проводится избыточным давлением согласно пункту 1538 настоящих Правил.

1540. При наличии в разрезе ликвидируемой скважины перспективных не опробованных ранее интервалов или необходимости дренирования источника МПП и МКД по решению недропользователя производятся их вскрытие, опробование и дренаж. Изоляция вскрытых интервалов производится путем создания флюидоупорного изоляционного экрана и его закрепления закачкой тампонажного раствора в пласт под давлением.

1541. Разобщение комплексов горных пород, имеющих различные коэффициенты аномальности пластового давления, предотвращение возникновения или ликвидации перетоков пластовых флюидов из одного комплекса горных пород в другой обеспечивается установкой изоляционных экранов в интервалах пород-покрышек, залегающих в подошве и кровле различных комплексов пород, отличающихся друг от друга величиной коэффициента аномальности пластового давления или содержащимися в их составе пластовыми флюидами.

1542. При расположении скважины в любой технологической зоне, связанной с воздействием на подземные резервуары (подземные хранилища газа, полигоны по закачке промышленных стоков, химических отходов, агрессивных и токсичных компонентов и других), или в зоне их влияния дополнительно устанавливаются изоляционные тампонажные экраны в интервалах подошвенных и кровельных пород-покрышек, ограничивающих вертикальную мощность технологической зоны.

1543. При наличии в разрезе осадочного чехла месторождения зоны слабоминерализованных и питьевых верхних вод или ММП в процессе ликвидации скважин создаются изоляционные экраны (не менее одного) в подошвенных водоупорах и ниже интервала залегания ММП.

1544. Документацией на ликвидацию скважин должно быть предусмотрено полное извлечение внутрискважинного оборудования и бурового инструмента из ствола скважины до пробуренного забоя. При отсутствии технической возможности извлечения внутрискважинного оборудования и бурового инструмента из ствола скважины разрабатывается дополнение к плану изоляционно-ликвидационных работ.

1545. На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1,0 x 1,0 x 1,0 м (допускается применение металлической опалубки диаметром не менее 0,5 м и высотой 1,0 м). На тумбе устанавливается репер высотой не менее 0,5 м с металлической таблицей, на которой электросваркой указываются: номер скважины, дата ее ликвидации, месторождение (площадь), организация - пользователь недр.

1546. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, и на землях непромышленных категорий устья скважины углубляются не менее чем на 0,8 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), организации - пользователя недр и даты ее ликвидации. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

1547. При переводе земель из одной категории в другую (из категории земель сельскохозяйственного назначения в категорию земель поселений, земель особо охраняемых природных территорий) устья скважин переоборудуются в соответствии с пунктами 1545 и 1549 настоящих Правил.

1548. По скважинам, ликвидированным по III категории, а также скважинам всех категорий, пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше мощности всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе бурения скважин, разработки месторождения, эксплуатации хранилища.

1549. При расположении скважин на затапливаемой территории и в русле больших (судоходных) рек колонна, кондуктор и направление извлекаются с глубины 10 м ниже дна реки. Если на затапливаемой территории исключена возможность прохождения судов и планируется ведение сельскохозяйственных работ после окончания половодья, то колонна, кондуктор и направление извлекаются с глубины не менее 2 м от поверхности земли.

Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

1551. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты технической колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

1552. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м выше и на 20 м ниже башмака колонны.

1556. При аварии с колонной бурильных труб, когда ее верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого технической колонной или кондуктором, производится извлечение части бурильной колонны, находящейся выше башмака технической колонны или кондуктора, цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны. Оставшаяся часть технической колонны заполняется глинистым раствором. Верхняя часть колонны заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной

1557. Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м над головой оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью. При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты-коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производятся перфорация колонны и цементирование под давлением, в колонне устанавливается цементный мост в интервале на 20 м ниже и выше интервала перфорации с последующей опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и его затвердения.

1558. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже части колонны, подверженной коррозии или нарушениям из-за аварии, с последующим испытанием оставшейся части колонны и моста снижением уровня или заменой на жидкость меньшей плотности. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

1559. Ликвидация скважин со смятой или смещенной эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации, смещения и смятия колонн на 20 м ниже и на 50 м выше последнего интервала перфорации, смещения или смятия колонн. Предыдущие интервалы перфорации перекрываются цементными мостами с перекрытием на 20 м выше и ниже. Ствол скважины между мостами и выше заполняется нейтральной жидкостью, верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

1560. При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (в целях контроля за межколонными пространствами) оборудование устья ликвидированных скважин без установки тумбы по схеме, разработанной пользователем недр или его представителем.

1561. По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты с коэффициентом аномалии давления менее 1,1, допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает весь интервал перфорации и не менее чем на 50 м выше его. Испытания моста проводят снижением уровня скважины или заменой на жидкость меньшей плотности. Ствол скважины выше моста заполняется нейтральной жидкостью, верхняя часть кондуктора заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

1562. При ликвидации скважины с аварийным оборудованием в стволе скважины необходимо произвести установку цементного моста под давлением в интервалах перфорации и с перекрытием головы оставшегося инструмента на 20 м. После ОЗЦ следует определить разгрузкой бурильного инструмента или НКТ верхний уровень цементного моста.

1563. Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне).

1564. После установки верхнего моста производится опрессовка межколонного пространства давлением 5 МПа.

1565. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой (если он не перекрыт кондуктором) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

Порядок оформления документов на ликвидацию скважины

1567. Для оформления комплекта документов на ликвидацию скважины пользователь недр или его представитель создает комиссию. В комиссию включаются представители геологической службы, службы бурения, главного инженера, службы промышленной и экологической безопасности. Председателем комиссии назначается главный инженер или главный геолог пользователя недр или его представителя. Дополнительно в комиссию могут привлекаться необходимые работники (геолог, экономист, главный бухгалтер). Решение комиссии о ликвидации группы скважин (скважины) является основанием для подготовки плана изоляционно-ликвидационных работ на конкретную скважину.

1568. В случаях отсутствия решений в документации на ликвидацию скважин по категории III-а, а также последующего перебуривания аварийной части ствола скважины пользователь недр или его представитель разрабатывает план изоляционно-ликвидационных работ, который прикладывается к делу скважины.

1571. Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны быть сброшюрованы, заверены печатью и подписями. Материалы хранятся у пользователя недр.

1572. Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин осуществляет пользователь недр. Периодичность проверок устанавливается пользователем недр, но не реже одного раза в 2 года (для скважин, ликвидированных после окончания бурения) и одного раза в год (для скважин ликвидированных в процессе эксплуатации). Необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровья населения, охране окружающей среды осуществляются пользователем недр на основании планов работ, составленных исполнителем работ и утвержденных пользователем недр или его представителем.

1573. Восстановление ранее ликвидированных скважин производится по соответствующей документации и планам работ.

1574. Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производится в соответствии с документацией на повторную ликвидацию и обоснованием на восстановительные работы.

1575. При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или его представителем в соответствии с документацией по планам изоляционно-ликвидационных работ.

Порядок консервации скважин. Организационно-технические требования

1576. Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.

1578. Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем недр, но не реже одного раза в год (для скважин, законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации, если в них установлены цементные мосты) и одного раза в квартал (для скважин, законсервированных в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах по произвольной форме.

1580. Временная приостановка скважин в связи с экономическими причинами (до строительства системы сбора и подготовки добываемой жидкости, отсутствие спроса на сырье, нерентабельность эксплуатации) может осуществляться без консервации на срок до 6 месяцев с последующим продлением при условии выполнения мероприятий по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровья населения, охране окружающей среды на срок приостановки скважин.

1581. Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) проектные сроки или превысила 15 лет (срок нахождения скважины в бездействии при этом не учитывается) и по результатам наблюдения за ее состоянием (производственного контроля, экспертизы промышленной безопасности, государственного экологического контроля) может возникнуть угроза нанесения вреда жизни и здоровью людей, окружающей природной среде, имуществу, то по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля или самостоятельно пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск аварий, или ликвидировать скважину в порядке, установленном настоящими Правилами.

1582. На устье законсервированных скважин и временно приостановленных должны быть укреплены таблички с указанием номера скважины, месторождения, времени начала и окончания консервации скважины (приостановки) и пользователя недр.

1583. Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ пользователя недр.

Консервация скважин в процессе бурения

1585. Порядок проведения работ устанавливается для случаев консервации скважин с открытым стволом и консервации скважин со спущенной (неперфорированной) колонной.

Консервация скважин по окончании бурения

1588. Консервации подлежат все категории скважин по окончании бурения на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды.

Консервация скважины в процессе эксплуатации

1592. Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются планом работ на консервацию скважины.

1593. Срок консервации скважин после эксплуатации без установки консервационного моста над интервалом перфорации - 5 лет. Срок консервации скважин после эксплуатации с установкой консервационного моста над интервалом перфорации - 7 лет. Срок нахождения в бездействии скважины перед консервацией при этом не учитывается. Продление срока консервации скважин устанавливается пользователем недр или его представителем.

1594. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.

1595. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.

Дополнительные требования к ликвидации и консервации скважин на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода (более 6%)

1598. В случаях нескольких продуктивных горизонтов изоляция каждого продуктивного горизонта производится устанавливаемым в стволе тампонажным мостом по всей его мощности, а также на 50 м выше кровли и 20 м ниже его подошвы, с предварительной кольматацией и продавкой тампонажного высокопроникающего материала в пласт в объеме, обеспечивающем заполнение трещин каверн и пустот, образованных в процессе эксплуатации за счет обработок призабойной зоны пласта (гидроразрыв пласта, кислотные и прочие обработки), с оттеснением пластового флюида от ствола скважины на расстояние не менее 5-кратного начального диаметра скважины.

1599. В случае, когда по техническим причинам невозможна установка тампонажного моста в интервале продуктивного горизонта выше продуктивного горизонта, устанавливается не менее двух флюидоупорных изоляционных экранов и тампонажных мостов.

1600. При наличии в разрезе скважины второстепенных залежей, линзообразных скоплений углеводородов и рапоносных линз с аномально высоким пластовым давлением, доказанных общеизвестными методами и способами в процессе бурения, геофизического исследования, испытания или эксплуатации скважины, проводятся работы по их изоляции установкой цементного моста в интервале залегания такой залежи, а также на 50 м выше кровли и на 20 м ниже его подошвы.

1601. При наличии муфт ступенчатого цементирования или стыковочных устройств в последней спущенной в скважину колонне (эксплуатационной или промежуточной) в интервале муфт или стыковки секций должен быть установлен цементный мост на 50 м ниже и выше места стыковки.

1602. При наличии в конструкции скважины аварийного ствола (стволов) производятся работы по его (их) изоляции. При этом создается флюидоупорная покрышка (в основном стволе) выше зарезки основного рабочего ствола в интервале породы-покрышки, расположенной в непосредственной к нему близости. Сообщение заколонного пространства с его колонным пространством достигается технологическим окном в обсадной колонне (колоннах).

1603. При проведении работ в интервале продуктивного пласта и иных, в продукции которых содержится сернистый водород, скважина должна быть заполнена обработанным буровым раствором-нейтрализатором плотностью, обеспечивающей безопасное ведение работ.

1604. Материал, используемый для тампонажных растворов, должен быть коррозионностойким и соответствовать требованиям, предусмотренным рабочим проектом производства буровых работ для цементирования обсадных колонн в интервалах пласта, содержащего сернистый водород.

1605. Растворы, используемые для установки тампонажных покрышек и экранов, должны обладать повышенной стойкостью в условиях агрессивных сред (пластовая вода, рапа) и проникающей способностью, обеспечивающей проникновение в микрозазоры, микротрещины и в пласты с низкой проницаемостью. При этом тампонажный камень должен обладать флюидоупорными свойствами.

1606. По окончании ликвидационных работ устье скважины должно оборудоваться колонной головкой и задвижкой высокого давления в коррозионностойком исполнении, а также отводами для контроля давлений в трубном и межколонном пространствах. Вокруг устья скважины оборудуется площадка размером 2 x 2 м с ограждением. На ограждении устанавливается металлическая табличка, на которой обозначается номер скважины, наименование месторождения, пользователь недр, дата окончания бурения, а также надпись "Опасно, сернистый водород!".

1607. После проведения ликвидационных работ через месяц, 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год пользователем недр или его представителем должен проводиться контроль давлений в трубном и межколонном пространствах, а также контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сернистого водорода. Результаты измерений оформляются соответствующими актами.

1608. При появлении давления на устье скважины должны проводиться дополнительные изоляционные работы по специальному плану, согласованному с проектной организацией и утвержденному пользователем недр или его представителем.

1609. Консервация скважин достигается установкой тампонажных мостов. Интервалы установки тампонажных мостов, количество мостов и требования к их прочности и другим свойствам определяются документацией на консервацию скважин и планами консервационных работ, составленными с учетом конкретных геолого-эксплуатационных характеристик и исходного технического состояния скважин.

1610. При консервации скважины интервал перфорации или открытого ствола заполняется нейтральной жидкостью, не приводящей к кольматации продуктивного пласта. После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины должны быть заполнены раствором, обработанным нейтрализатором.

1611. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы.

1612. Устье законсервированной скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена табличка, обеспечивающая содержание информации о пользователе недр, месторождении, номере скважины, дате начала и окончания консервации, а также сохраняющая читаемость информации в период консервации скважины.

1613. При ликвидации скважины (или части ствола скважины) с буровой установки должно применяться ПВО, тип которого указан в рабочем проекте производства буровых работ.

LIX. Требования к выводу из эксплуатации, консервации и ликвидации ПТ

1614. Вывод из эксплуатации ПТ предусматривает остановку технических устройств и сооружений ПТ в целом или его объектов (далее - объекты ПТ) с прекращением транспортирования сред, за исключением технических устройств, необходимых для обеспечения сохранности остановленных объектов, на срок от 1 до 12 месяцев.

1615. Вывод из эксплуатации объектов ПТ осуществляется на основании приказа руководителя эксплуатирующей организации при наличии плана мероприятий по выводу из эксплуатации объектов ПТ, утвержденного техническим руководителем эксплуатирующей организации.

1617. Выполнение плана мероприятий по выводу из эксплуатации объектов ПТ оформляется актом эксплуатирующей организации с записью в паспорте ПТ. Акт хранится совместно с паспортом ПТ.

1618. Руководителем эксплуатирующей организации принимается решение о вводе ПТ в эксплуатацию, консервации или ликвидации не позднее 12 месяцев со дня вывода объектов ПТ из эксплуатации.

1619. Ввод в эксплуатацию объектов ПТ осуществляется на основании приказа руководителя эксплуатирующей организации.

1620. Ввод в эксплуатацию объектов ПТ по прежнему назначению, остановленных на срок свыше 3 месяцев, производится после пробной эксплуатации ПТ не менее 72 часов, а по истечении 12 месяцев - только после проведения работ по ревизии при условии, что срок эксплуатации не превышает нормативный или продленный на основании ЭПБ.

1622. Срок консервации объектов ПТ определяется проектной организацией, но не должен превышать 3 лет со дня принятия решения о консервации.

1623. Документация на консервацию должна содержать мероприятия по выводу из консервации объектов ПТ и подлежит ЭПБ в соответствии с законодательством в области промышленной безопасности.

1624. Ликвидация объектов ПТ проводится в соответствии с документацией, подлежащей ЭПБ.

1625. Ликвидация объектов ПТ должна быть произведена в срок не позднее 5 лет со дня принятия решения о ликвидации.

1627. Ликвидация ПТ или его объектов считается завершенной после подписания акта о ликвидации.

LX. Требования к разработке нефтяных месторождений шахтным способом

Организационно-технические требования

1628. В организации, эксплуатирующей ОПО, или в ее обособленных структурных подразделениях создается служба, в задачи которой входит обеспечение аэрологической безопасности.

1633. В обособленном структурном подразделении организуются учет работников, находящихся в нефтяной шахте, учет лиц, не вышедших из нефтяной шахты, и меры по их обнаружению.

1635. Организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения горные выработки нефтяной шахты и находящиеся в них вентиляционные сооружения, технические устройства, трубопроводы закрепляются за структурными подразделениями обособленного структурного подразделения (далее - структурное подразделение).

1640. Технические устройства, обеспечивающие проветривание и кондиционирование горных выработок, водоснабжение, откачку воды, спуск и подъем работников, работу МФСБ, останавливаются для выполнения ремонтных работ по письменному разрешению технического руководителя обособленного структурного подразделения.

1642. Все лица, выполняющие горные работы или посещающие горные выработки нефтяных шахт, должны быть обучены правилам пользования самоспасателями и пройти в них тренировочные упражнения в порядке, установленном организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

Требования к документации

1643. Разработка нефтяных месторождений шахтным способом осуществляется на основе подготовленной и утвержденной в установленном порядке проектной документации. Организация, эксплуатирующая ОПО, организует подготовку, согласование и утверждение планов и схем развития горных работ в соответствии с Правилами подготовки, рассмотрения и согласования планов и схем развития горных работ по видам полезных ископаемых, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 16 сентября 2020 г. N 1466 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2020, N 39, ст. 6046).

1646. В документацию по ведению горных работ включаются меры по обеспечению промышленной безопасности и безопасному ведению горных работ.

1647. В документацию по ведению работ по добыче нефти включаются меры по обеспечению промышленной безопасности и безопасному ведению работ по добыче нефти.

1650. Работники, ведущие горные работы, ознакомляются под подпись с документацией по ведению горных работ, в соответствии с которой они ведут данные работы, и с содержащимися в ней технологическими регламентами.

1651. Работники, ведущие работы по добыче нефти, ознакомляются под подпись с документацией по ведению работ по добыче нефти, в соответствии с которой они ведут данные работы, и с содержащимися в ней технологическими регламентами.

1652. Документация по ведению горных работ, документация по ведению работ по добыче нефти с содержащимися в них технологическими регламентами должны находиться в структурных подразделениях, выполняющих данные работы, и у технического руководителя обособленного структурного подразделения.

Противоаварийная защита

1653. Противоаварийная защита обеспечивает предупреждение аварий и инцидентов в горных выработках нефтяной шахты реализацией комплекса мер и средств, определенных проектной документацией, а в случае их возникновения - ведение аварийно-спасательных работ.

1655. Не менее чем за 10 дней до ввода в действие ПЛА в обособленном структурном подразделении организуется изучение его специального раздела работниками, занятыми на работах в горных выработках нефтяной шахты.

1658. МФСБ должна соответствовать требованиям в области промышленной безопасности и технического регулирования, обеспечения единства средств измерений и стандартов на взрывозащищенное электрооборудование, автоматизированные системы управления, информационные технологии, измерительные системы и газоаналитическое оборудование.

1659. Сеть действующих горных выработок нефтяной шахты должна обеспечивать эвакуацию находящихся в них работников при аварии из наиболее удаленных горных выработок на поверхность и (или) в горные выработки со свежей струей воздуха по маршрутам, предусмотренным специальным разделом плана мероприятий, за время защитного действия имеющихся у него самоспасателей.

1660. Для спасения работников в подземных горных выработках нефтяной шахты оборудуются ППС. Размещение ППС в горных выработках нефтяной шахты определяется проектной документацией, утвержденной техническим руководителем организации, с учетом обеспечения дополнительной возможности самоспасения работников, включенных в самоспасатели, на маршрутах его следования от места работы на поверхность.

1661. В местах горных выработок нефтяной шахты, определенных планом мероприятий, устанавливаются аншлаги с названиями горных выработок, указатели направления движения к ППС и к запасным выходам на поверхность, знаки безопасности и сигнальные устройства. Аншлаги с названиями горных выработок и указатели направления движения освещаются или выполняются с использованием светоотражающих материалов и устанавливаются на всех сопряжениях горных выработок.

1662. Комплектация ППС средствами индивидуальной и коллективной защиты, средствами оказания первой помощи, а также организация контроля их состояния, порядок их замены и обслуживания определяются проектной документацией, которую разрабатывают с учетом максимального количества работников, выходящих к ППС в случае возникновения аварии по маршрутам, предусмотренным планом мероприятий.

1663. Расстановка ППС в горных выработках нефтяной шахты указывается в графическом материале специального раздела ПЛА.

Ведение горных работ

1664. Запрещается ведение горных работ без утвержденной руководителем обособленного структурного подразделения документации по ведению горных работ.

1666. Горные работы выполняются не менее чем двумя работниками, причем стаж работы по профессии одного из них должен быть не менее 6 месяцев.

1667. Ведение горных работ работниками структурного подразделения организации, подрядной организации в горных выработках, закрепленных за другим структурным подразделением, согласовывается с руководителем этого структурного подразделения.

Устройство выходов из горных выработок

1668. В действующих горных выработках нефтяной шахты предусматривается не менее двух ничем не загроможденных выходов.

1669. Из тупиковых выработок и из мест проведения ремонтных работ в действующих горных выработках обеспечивается выход в ближайшие горные выработки.

1671. В горных выработках, оборудованных для передвижения (перевозки) людей на поверхность и (или) с горизонта на горизонт, обеспечивается разное направление движения вентиляционных струй.

1672. Две и более параллельные выработки, по которым вентиляционная струя при аварийных режимах проветривания нефтяной шахты движется в одном направлении, являются одним запасным выходом.

1673. Состояние горных выработок, служащих запасными выходами, не реже 1 раза в месяц проверяется лицами, назначенными организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. Результаты проверки фиксируются в журнале записи результатов осмотров крепи и состояния горных выработок, оформленном по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения, и в журнале записи результатов осмотров состояния шахтных стволов, оформленном по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

1674. Вертикальные и наклонные горные выработки, являющиеся выходами на поверхность, оборудуются техническими устройствами, обеспечивающими перевозку людей, и (или) лестничными отделениями.

1676. Горные выработки, выходящие на поверхность, у устья которых не предусмотрено постоянное присутствие работников, оборудуются устройствами, обеспечивающими выход из нефтяной шахты и препятствующими доступу в них с поверхности, средствами связи и сигнализацией, выведенной к горному диспетчеру нефтяной шахты.

1679. В наклонных горных выработках, являющихся выходами с горизонта на горизонт или на поверхность, по которым проводят доставку грузов и работников, на участках, где оборудованы нижние и промежуточные приемные площадки, проходятся обходные выработки.

1680. Проходы для людей в горных выработках нефтяной шахты должны быть шириной не менее 0,7 м на высоте 1,8 м. Проходы обозначаются указателями.

Требования к проведению и креплению горных выработок

1681. Проведение и крепление горных выработок осуществляются в соответствии с проектной документацией, ТР и документацией по ведению горных работ.

1683. В нефтяных шахтах I и II групп опасности по углеводородным газам горные выработки по продуктивному пласту или на расстоянии менее 5 м от него проводятся с бурением по оси выработки разведочной скважины или шпура длиной не менее 3 м.

1685. При проведении, креплении и ремонте горных выработок принимаются меры, исключающие образование пустот в закрепленном пространстве. Образовавшиеся пустоты закладываются или тампонируются.

1686. Сбойка горных выработок ведется с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасность ведения горных работ, утвержденных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

1687. Не допускается использование крепи горной выработки в качестве опорной конструкции, за исключением подвески вентиляционных труб, кабельной сети, трубопроводов, технических устройств и их элементов.

1688. Из проводимых тупиковых горных выработок запрещается одновременное проведение других тупиковых горных выработок.

1689. Работники, ведущие работы по проходке восстающих выработок, обеспечиваются газоопределителями для экспресс-определения концентраций кислорода O2, оксида углерода CO, диоксида углерода CO2, метана CH4, окислов азота NO, NO2.

1690. Не допускается выполнение работ по возведению временной и постоянной крепи с полков, установленных на горношахтное оборудование и транспортные средства.

1691. Не допускается выполнять работы по армированию вертикальных горных выработок без страховочной системы, использовать подвесные люльки в качестве подъемного сосуда.

1692. Осмотр крепи и армировки вертикальных горных выработок проводится с периодичностью не реже одного раза в неделю в порядке, установленном организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

1693. После завершения работ по ремонту крепи или армировке вертикальная горная выработка осматривается лицом, назначенным техническим руководителем обособленного структурного подразделения, и в ней проводятся спуск и подъем подъемного сосуда с занесением результатов осмотра в журнал записи результатов осмотров состояния шахтных стволов.

1694. Не допускается выполнение работ по проведению, креплению и ремонту вертикальной горной выработки при перемещении по ней подъемных сосудов.

1695. Не допускается проведение вертикальной горной выработки после крепления ее устья без перекрытия на нулевой отметке и без предохранительного полка.

1697. В вертикальных горных выработках при выполнении работ по монтажу или демонтажу гибких бетонопроводов не допускается одновременное выполнение работ по проведению, креплению и армировке.

1699. В верхней и нижней частях наклонных горных выработок, оборудованных рельсовым транспортом, устанавливаются оградительные устройства на расстоянии не более 20 м от сопряжений и в случае, если в данной выработке ведутся горные работы, - на расстоянии не более 20 м от места их ведения.

Содержание и ремонт горных выработок

1700. Сечения действующих горных выработок должны соответствовать проектной документации.

1701. Перекрепление сопряжений горных выработок проводится под непосредственным руководством работника структурного подразделения, ведущего данные работы.

1702. Работы по ликвидации завалов в горных выработках проводятся с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасность ведения горных работ, утвержденных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

1703. В кровле и боках незакрепленных горных выработок или выработок, закрепленных анкерной крепью, не допускается наличие отслоившихся кусков породы.

1704. Профилирование проводников и стенок главных вертикальных шахтных стволов проводится не реже одного раза в год, вспомогательных шахтных стволов - не реже одного раза в 2 года.

1705. Проверки состояния крепи ствола и закрепного пространства проводятся не реже одного раза в 2 года комиссией, состав которой определяется организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. Результаты проверок заносятся в журнал записи результатов осмотров состояния шахтных стволов.

1706. Работы по капитальному ремонту горных выработок или их участков в сложных условиях (в зоне рыхлых отложений, в наносах, при наличии плывунов, на талых участках в вечномерзлых породах), работы по ремонту и ликвидации последствий аварий проводятся с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасность ведения горных работ, утвержденных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

1707. Работы по перекреплению вертикальных горных выработок проводятся с закрепленного неподвижного или подвесного полка. На полке предусматривается подвесная лестница до полка лестничного отделения.

1709. Работы по перекреплению вертикальных горных выработок проводятся под непосредственным руководством работника структурного подразделения, за которым закреплены эти горные выработки.

1711. При проведении ремонтных работ в вертикальных и наклонных горных выработках не допускается подъем и передвижение по ним людей, не занятых на ремонтных работах.

1712. Ремонт наклонных откаточных выработок при бесконечной откатке разрешается производить только при освобожденном от вагонеток канате. Допускается оставлять вагонетки, предназначенные для ремонта выработки, при условии их надежного закрепления, исключающего самопроизвольное движение, а в выработках с концевой канатной откаткой, кроме того, - прикрепления их к тяговому канату.

1714. При разборке завалов и восстановлении горных выработок обеспечивается проветривание мест ведения работ и постоянный контроль параметров рудничной атмосферы.

1715. Работы по ремонту горных выработок, в которых существует опасность прорыва теплоносителя, проводятся с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасность ведения горных работ, утвержденных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

1717. В действующих откаточных выработках ежегодно и после их капитального ремонта проводится проверка зазоров между бортами выработки и подвижным составом.

Предупреждение падения людей и предметов в горные выработки

1718. На рельсовых путях у вертикальных горных выработок, оборудованных подъемными клетьевыми установками, устанавливаются закрытые задерживающие стопоры или другие устройства, исключающие нахождение вагонеток перед вертикальной горной выработкой при отсутствии клети.

1719. Перед устьями вертикальных горных выработок, оборудованных лядами, на нижней и верхней приемных площадках устанавливаются ограждения. При отсутствии механического привода для открывания ляд работы выполняются с использованием страховочной системы.

1721. Вертикальные горные выработки и скважины с углом наклона свыше 25° ограждаются или перекрываются.

1722. Лестничные отделения вертикальных горных выработок ограждаются дощатой или металлической перегородкой.

Ликвидация и консервация горных выработок

1724. Ликвидация и консервация горных выработок нефтяных шахт проводятся в соответствии с документацией на ликвидацию и консервацию горных выработок.

1725. Ликвидация и консервация скважин, пробуренных с поверхности, проводятся в соответствии с требованиями главы LVIII настоящих Правил.

1726. Устья ликвидированных горных выработок, имеющих выход на земную поверхность, не менее 2 раз в год осматриваются комиссией, состав которой определяется организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

1727. Работы по извлечению крепи из горизонтальных и наклонных горных выработок относятся к работам повышенной опасности и выполняются в соответствии с документацией по ведению горных работ.

1730. На нефтяных шахтах, смежных с ликвидируемыми или консервируемыми нефтяными шахтами, горные работы проводятся с соблюдением мер, обеспечивающих безопасность их ведения.

Рудничная атмосфера и требования к нефтяным шахтам, опасным по газу

1732. Нефтяные шахты, в которых выявлены метан, этан, пропан, бутан (далее - углеводородные газы) и пары жидких углеводородов пентана, гексана, гептана, октана и нонана (далее - пары жидких углеводородов) или прогнозируется их выделение, относятся к нефтяным шахтам, опасным по газу. В горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, соблюдается газовый режим.

1733. Максимально допустимые суммарные концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничной атмосфере опасных по газу нефтяных шахт приведены в приложении N 15 к настоящим Правилам.

1734. Контроль состава рудничного воздуха и определение газообильности нефтяных шахт, опасных по газу, осуществляются в соответствии с приложением N 15 к настоящим Правилам.

1738. При превышении максимально допустимых концентраций диоксида углерода и (или) вредных газов в действующих горных выработках работы прекращаются, работники из этих горных выработок выходят в горные выработки с пригодной для дыхания рудничной атмосферой или на поверхность и сообщают об этом горному диспетчеру нефтяной шахты.

1739. При разработке нефтяных месторождений или их участков, содержащих свободный сернистый водород, в документацию по ведению горных работ, в документацию по ведению работ по добыче нефти включаются меры по предотвращению воздействия сернистого водорода на людей, возникновения пирофорных явлений, коррозии оборудования и трубопроводов.

1742. В случае появления в горных выработках суфлярных выделений углеводородных газов и паров жидких углеводородов работы в этих выработках проводятся в соответствии с ТР.

1743. Проветривание нефтяной шахты осуществляется таким образом, чтобы все действующие горные выработки были обеспечены расходом воздуха, рассчитанным по суммарному выделению в них углеводородных газов и паров жидких углеводородов (далее - расчетный расход воздуха).

1744. Скорость воздуха в горных выработках нефтяных шахт должна быть не менее 0,25 м/с, в горных выработках длиной менее 30 м - не менее 0,1 м/с.

1746. Температура воздуха в добычных, подготовительных и других действующих выработках у мест, где работают люди, не должна превышать 26 °C при относительной влажности до 90% и 25 °C - при относительной влажности свыше 90%.

1748. Посещение горных выработок, температура и влажность рудничной атмосферы в которых превышает значения, установленные пунктами 1783 - 1795 настоящих Правил, и работы в них должны проводиться не менее чем двумя работниками.

1751. В горных выработках, соединяющих выработки со свежей и исходящей вентиляционными струями, устраиваются шлюзы или кроссинги. Вентиляционные устройства в этих выработках выполняются из негорючих материалов и имеют блокировку, препятствующую одновременному открыванию дверей, приводящему к закорачиванию вентиляционной струи, или оснащаются датчиками одновременного открывания дверей, сигнализирующими о факте одновременного открывания дверей горному диспетчеру нефтяной шахты.

1753. При перепаде давления на вентиляционном устройстве более 50 даПа вентиляционные двери оборудуются устройствами, облегчающими их открывание.

1763. Схемы электроснабжения рабочего и резервного агрегатов ВГП выполняются независимыми и не содержащими общих элементов, выход из строя которых может вызвать неуправляемость или отключение обоих агрегатов.

1765. Остановки ВГП и ВВУ (кроме аварийных остановок), изменение режима их работы проводятся по письменному распоряжению технического руководителя обособленного структурного подразделения или лица, его замещающего.

1766. Объединение нефтяных шахт с независимым проветриванием в одну вентиляционную систему проводят в соответствии с проектной документацией.

1768. Запрещается использовать один и тот же ствол нефтяной шахты для одновременного пропускания свежей и исходящей струй воздуха. Данный запрет не распространяется на время проходки стволов и околоствольных горных выработок.

1771. Работы в забоях, приближающихся к горным выработкам, в которых возможны скопления вредных или горючих газов, вскрытие таких выработок выполняются с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасное ведение горных работ, утвержденных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

1773. Горные выработки, эксплуатация которых закончена, изолируются, а все скважины в них ликвидируются.

1774. Вскрытие перемычек и разгазирование изолированных горных выработок проводятся сотрудниками ПАСФ по разработанному технологическому регламенту, согласованному командиром подразделения ПАСФ, обслуживающего обособленное структурное подразделение.

1778. Перед ВМП устанавливается аншлаг, содержащий данные о фактическом расходе воздуха в горной выработке в месте установки ВМП, о фактической производительности вентилятора, расчетном и фактическом расходе воздуха у забоя тупиковой горной выработки, о максимальной длине тупиковой части горной выработки, проветриваемой данной вентиляторной установкой, о времени проветривания горной выработки после взрывных работ, дату заполнения аншлага и подпись проводившего измерения работника обособленного структурного подразделения.

1783. При контроле состояния рудничной атмосферы нефтяных шахт измеряются суммарная концентрация углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентрация кислорода, диоксида углерода и других вредных газов, расход, температура и относительная влажность рудничного воздуха.

1785. Во время аварии порядок проверки состава рудничной атмосферы устанавливается руководителем работы по локализации и ликвидации последствий аварии.

1786. Измерения концентрации газов, скорости, температуры и относительной влажности рудничного воздуха выполняются переносными (эпизодического или непрерывного действия) и стационарными средствами измерений утвержденного типа, прошедшими поверку.

1787. В местах измерения расхода воздуха устраиваются измерительные станции и устанавливаются аншлаги, на которых указываются дата проведения измерения, площадь поперечного сечения горной выработки в месте проведения измерения, скорость воздушной струи, расчетный и фактический расходы воздуха.

1790. Контроль суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов при ведении взрывных работ осуществляется в соответствии с требованиями безопасности при взрывных работах.

1791. Перед проведением наряда работники, выдающие, утверждающие и получающие наряд, ознакомляются с результатами контроля состояния рудничной атмосферы.

1792. На нефтяных шахтах один раз в квартал составляется перечень участков горных выработок, опасных по слоевым скоплениям углеводородных газов и паров жидких углеводородов.

1793. В тупиковых выработках и выработках, в которых проводятся работы по разбору завалов, контроль содержания диоксида углерода работниками структурных подразделений, ведущих работы в этих выработках, проводится не реже одного раза за смену. Результаты измерений заносятся на аншлаги.

1794. Руководители и работники обособленного структурного подразделения при посещении горных выработок нефтяной шахты обязаны проводить измерения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов и концентрации диоксида углерода. В случае обнаружения превышения максимальных концентраций этих газов и паров руководители и работники обособленного структурного подразделения должны действовать в порядке, приведенном в приложении N 17 к настоящим Правилам.

1800. Стрелочные переводы в околоствольных дворах, главных горизонтальных и наклонных откаточных выработках оборудуются ручным или ручным и дистанционным управлением.

1803. При откатке вагонетками, оборудованными парашютными устройствами, не допускается применение металлических подкладок.

1806. При расстоянии до мест работы более 1 км для перевозки людей применяются специально оборудованные транспортные средства.

1808. При откатке аккумуляторными электровозами перевозка людей допускается в глухих и с неопрокидным кузовом вагонетках со съемными сиденьями.

1809. Не допускается скорость движения выше 20 км/ч при перевозке людей в пассажирских вагонетках.

1810. Машинист локомотива должен иметь путевой лист, в котором указывается состояние локомотива и места проведения работ по пути его следования. При смене машинистов путевой лист передается с отметкой сдачи-приема локомотива.

1811. Перед отправлением поезда с людьми проводится осмотр вагонеток, сцепных и сигнальных устройств, полускатов, тормозов. Разрешение на перевозку людей записывается в путевой лист машиниста локомотива.

1814. Не допускается перевозка людей при выполнении маневровых работ и подаче составов в забой.

1815. Доставка по горным выработкам оборудования и материалов, выходящих за габариты вагонеток, осуществляется на специальных платформах, снабженных устройствами для закрепления на них доставляемых грузов.

1816. Вагонетки, платформы, площадки, вагонетки-цистерны (далее - транспортные сосуды) должны иметь обеспечивающий зазор между корпусами соседних транспортных сосудов не менее 300 мм с каждой из торцовых сторон буфера или автосцепки.

1818. Тормозной путь состава на преобладающем уклоне при перевозке грузов не должен превышать 40 м, а при перевозке людей - 20 м.

1821. Ремонт аккумуляторных электровозов, связанный со вскрытием электрооборудования, за исключением замены плавких вставок, проводится в зарядных камерах или в оборудованных для этих целей горных выработках.

1822. Гаражи для ремонта локомотива на поверхности нефтяной шахты оборудуются на тупиковых рельсовых путях на расстояниях не менее 30 м от стволов, и снабжаются постоянно закрытыми предохранительными устройствами.

1823. Порядок и периодичность осмотров состояния подвижного состава устанавливаются организационно-распорядительным документом технического руководителя обособленного структурного подразделения.

1830. Лица, ответственные за организацию перевозки людей и грузов по наклонным и вертикальным горным выработкам нефтяной шахты, за состояние и осмотр канатов, подъемных машин, прицепных и предохранительных устройств, назначаются организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

1831. Приемка в эксплуатацию армировки ствола после его строительства или реконструкции или нового типоразмера подъемного сосуда осуществляется с максимальным грузом в проектных рабочих режимах в течение 240 часов.

1832. Организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения устанавливаются режимы работы подъемных установок по основным и вспомогательным операциям.

1833. Клети, служащие для спуска и подъема людей, подъемы с противовесом, предназначенные для подъема и спуска людей и грузов по наклонным и вертикальным горным выработкам, должны отвечать требованиям по безопасности при ведении горных работ.

1839. Внутренний диаметр новых втулок направляющих муфт для канатных проводников при их установке должен быть на 10 мм больше диаметра соответствующего им проводникового каната. Не допускается износ втулок направляющих муфт более 15 мм по диаметру.

1847. В конце цикла автоматического подъема стопорение машины осуществляется от сигнала, подаваемого устройством, контролирующим положение сосуда непосредственно в стволе.

1849. На подъемных установках с приводом по системе генератор-двигатель дополнительно к перечисленным в пункте 2060 настоящих Правил защитам предусматриваются: максимальная защита подъемного двигателя и генератора, нулевая защита сетевого двигателя преобразовательного агрегата, защита от обрыва обмотки возбуждения подъемного двигателя, контроль замыкания на землю в главной цепи генератора и подъемного двигателя.

1850. Подъемная машина оборудуется контрольными устройствами, позволяющими завершить цикл подъема с последующим запретом на начало нового цикла в случаях замыкания на землю в цепях защиты и перегрева компрессора тормозной системы.

1854. В нефтяных шахтах глубиной более 100 м предусматривается оборудование одного из вентиляционных фланговых (боковых) стволов, используемого как запасный выход, подъемной установкой для выполнения работ по осмотру и ремонту стволов и для спуска и подъема людей при авариях, поломках подъемной машины, застревании клетей в стволе (далее - аварийно-ремонтные подъемные установки).

1857. Осмотр и проверка аварийно-ремонтных и вспомогательных подъемных установок осуществляются не реже одного раза в неделю работником обособленного структурного подразделения и не реже 1 раза в месяц - главным механиком обособленного структурного подразделения.

1858. Спуск и подъем людей допускается после предварительной проверки машинистом подъемной машины ее исправности и перегона клетей вхолостую.

1865. Угол отклонения (девиация струны каната), длина струны каната и угол ее наклона к горизонту для подъемных установок должны соответствовать требованиям правил безопасности при ведении горных работ.

1869. Для защиты от переподъема и превышения скорости шахтная подъемная установка снабжается предохранительными устройствами.

1874. Максимальная скорость подъема и спуска людей и грузов по вертикальным и наклонным горным выработкам не должна превышать величин, приведенных в приложении N 22 к настоящим Правилам.

1879. При пересечении штреков с наклонными горными выработками, используемым для перевозки грузов и людей, в штреках устраиваются барьеры с системой дистанционного открывания и световые предупреждающие указатели.

1881. На первом по направлению движения состава по наклонной горной выработке транспортном сосуде устанавливается световой сигнал красного цвета.

1882. Не допускается подъем и передвижение людей по наклонным горным выработкам во время подъема и спуска грузов по ним.

1888. Не допускается спуск и подъем грузов по наклонным горным выработкам, оборудованным подъемными установками, при отсутствии работников для обслуживания приемно-отправительных операций на тех горизонтах, на которые проводится доставка грузов.

1889. Не допускается локомотивная откатка на приемных площадках наклонных горных выработок в случае, когда тяговый канат лебедки, установленной в наклонной горной выработке, находится в поперечном сечении выработки, по которой ведется локомотивная откатка.

1891. В шахтных стволах применяются канаты с трудногорючей оболочкой.

1892. Для людских и грузолюдских подъемных установок применяются подъемные и тяговые грузолюдские канаты марок ВК и В, остальные - не ниже марки 1 (далее - канаты).

1893. Не допускается применение канатов одинарной свивки из круглых проволок для навески проходческого оборудования, закрытых подъемных канатов в качестве проводников бадьевого подъема.

1894. На одноканатных подъемных установках с канатными проводниками для обоих подъемных сосудов навешиваются головные канаты одного диаметра, конструкции и направления свивки.

1895. При откатке бесконечным канатом по наклонным выработкам применяются однослойные круглопрядные канаты крестовой свивки.

1897. Тяговые канаты для перемещения забойного оборудования должны иметь запас прочности не менее 3-кратного по отношению к номинальному усилию на их рабочих барабанах.

1901. В качестве канатных проводников и отбойных канатов применяются канаты закрытой конструкции, имеющие в наружном слое проволоки фасонного профиля высотой не менее 5 мм. Для этих целей применяются круглопрядные нераскручивающиеся однослойные канаты крестовой свивки с металлическим сердечником и диаметром наружных проволок не менее 2 мм и оцинкованные канаты группы ЖС.

1903. Для скреперных, маневровых и откаточных лебедок применяются прядные однослойные канаты с органическим или металлическим сердечником.

1905. Подъемные канаты вертикальных и наклонных шахтных подъемов, за исключением канатов на грузовых наклонных подъемах с углом наклона менее 30°, тяговые канаты для монорельсовых дорог, тяговые и несущие канаты для подземных канатных дорог перед их навеской испытываются на канатно-испытательных станциях.

1906. Тормозные канаты парашютов, нижние уравновешивающие проводниковые и отбойные канаты, канаты для подвески оборудования в вертикальных горных выработках перед навеской допускается не испытывать, а определение запасов их прочности проводить по эксплуатационной документации изготовителя.

1909. Канат заменяется другим, если при повторном испытании суммарная площадь проволок, не выдержавших испытания на разрыв и перегиб, достигает 25% общей площади поперечного сечения всех проволок каната.

1910. Отрезок каната, направляемый на испытания, должен иметь длину не менее 1,5 м. На повторные испытания направляется отрезок каната, находящийся над последним жимком запанцировки или клиновым регулируемым коушем.

1912. Устройства для соединения канатов осматриваются не реже одного раза в неделю. В случае применения коуш-счалок с жимками не реже одного раза в 3 месяца проверяется надежность соединения путем подтяжки гаек.

1915. Не допускается навешивать и использовать стальные канаты с порванными, выпученными или запавшими прядями, с узлами, "жучками" и другими повреждениями, а также с уменьшением номинального диаметра более чем на 10%.

1916. Применение счаленных канатов допускается только для откатки бесконечным канатом грузов по горизонтальным и наклонным горным выработкам с углом наклона до 30°, на подземных пассажирских подвесных канатных, монорельсовых и напочвенных дорогах. При проходке стволов в случае применения для подвесного оборудования канатов длиной более 1000 м допускается соединение их спаренными коушами с установкой на каждой ветви каната жимков.

1920. По истечении предельных сроков службы, канаты заменяются или срок их службы продлевается по результатам дефектоскопии, анализа динамики работы подъемной установки и определения остаточной долговечности каната.

1924. Если в процессе эксплуатации канаты подъемной установки подвергались нагрузкам, превышающим максимально допустимые, то ее работа прекращается и проводится осмотр канатов.

1925. Подъемные прядевые канаты, эксплуатирующиеся в вертикальных стволах, на людских и грузолюдских подъемах в наклонных горных выработках, навешиваемые с запасом прочности по отношению к максимальной расчетной статической нагрузке менее 6-кратного, подвергаются инструментальному контролю для определения по всей их длине потери сечения стали канатов.

1927. Для осмотра подъемных и нижних уравновешивающих канатов оборудуются площадки для их осмотра, позволяющие контролировать канаты по всей длине.

1928. При проведении инструментального контроля резинотросовых канатов определяется целостность тросов.

1932. Подвесные устройства уравновешивающих канатов должны иметь 6-кратный запас прочности по отношению к максимальной статической нагрузке головного (головных) каната.

1934. Не допускается применение в качестве предохранительных подвесок цепей, изготовленных методом кузнечной сварки или ручной электросварки.

1937. На барабанах, футерованных фрикционными материалами, должно быть не менее 3 витков трения, на барабанах, не футерованных фрикционными материалами, - не менее 5 витков трения.

1942. После замены элементов тормозной системы проводится ее испытание.

1943. Исполнительный орган тормоза снабжается блокировками, исключающими возможность растормаживания машины при чрезмерном износе колодок. Указанное требование не распространяется на лебедки и подъемные машины с грузовым приводом тормоза, на котором оттормаживание рабочего тормоза осуществляется вручную.

1945. Подъемные машины и лебедки снабжаются индикатором глубины, показывающим машинисту подъемной машины положение сосудов в стволе, и автоматическим звонком, сигнализирующим о необходимости начала периода замедления.

Требования к бурению, эксплуатации и ремонту скважин

1947. Бурение скважин с поверхности, подземных скважин всех назначений (добывающих, нагнетательных, вентиляционных, технологических, для прокладки кабелей и трубопроводов) (далее - скважины) при добыче нефти подземным способом осуществляется в соответствии с проектной документацией, документацией по ведению работ по добыче нефти, ТР.

1949. На границах участка пересечения скважины и горной выработки выставляются предупреждающие знаки.

1950. На проведение работ по строительству, эксплуатации и ремонту подземных скважин выдается наряд.

1952. Устьевое оборудование и обсадные колонны подземных скважин должны выдерживать давление, не менее чем в 1,5 раза превышающее расчетное максимальное рабочее давление внутри ствола скважины.

1957. В качестве источников сжатого воздуха при освоении и эксплуатации скважин допускается использовать общешахтную сеть сжатого воздуха и (или) передвижные компрессорные установки.

1958. При восстановлении горных выработок устья выявленных в них скважин, восстановление которых не предусматривается, тампонируются.

1959. Устья скважин, которые не находятся в эксплуатации, герметизируются.

1960. При выявлении значительных скоплений попутного нефтяного газа, воды и нефти, находящихся под высоким давлением, а также тектонических нарушений разрабатываются меры, обеспечивающие безопасное ведение работ по строительству, ремонту и эксплуатации подземных скважин и скважин, пробуренных с поверхности.

1961. Развинчивание поврежденных труб ловильными трубами осуществляется с помощью бурового станка. Не допускается развинчивание поврежденных труб вручную.

1964. Не допускается нахождение людей в зоне действия движущихся частей работающих буровых станков.

1966. При бурении буровой станок раскрепляется, а его ходовая часть затормаживается.

1968. Бурение участка подземной скважины, предназначенного для установки кондуктора в сухих породах с продувкой воздухом, допускается с орошением выходящего из скважины шлама водой.

1972. При монтаже буровых станков не допускается использование временной крепи горной выработки и трубопроводов в качестве опор для раскрепления станка.

1973. Не допускается эксплуатация бурового станка при ослаблении раскрепления станка или нарушении крепи горной выработки, при биении деталей станка или бурового инструмента.

1974. При расположении насосов, обслуживающих буровой станок, за пределами буровой камеры, на напорной линии трубопровода в поле зрения машиниста буровой установки устанавливается манометр.

1977. Замена бурового долота выполняется при полной остановке бурового става. Не допускается нахождение людей под поднятым буровым ставом.

1978. Устье буримой скважины оснащается устьевым оборудованием, обеспечивающим: пропуск бурового инструмента в скважину и его извлечение, герметичность на контакте устьевого оборудования с буровым инструментом, отвод продукции буримой скважины в шламовую емкость.

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.

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

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.

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.

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

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.

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.

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

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

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.

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.

2021. При остановке гидропоршневой насосной установки давление в нагнетательном трубопроводе 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 по подъему или спуску труб и штанг.

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

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.

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.

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 °C.

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

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".

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.

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.

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.

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

Служба по термошахтной разборке и шахтные "горячие" трубопроводы

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.

2078. В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка паропровода предусматриваются штуцеры с запорной арматурой и отводами в водоотливную канаву, предназначенные для слива конденсата из паропровода.

2079. Все "горячие" трубопроводы покрываются тепловой изоляцией. Температура поверхности тепловой изоляции при эксплуатации "горячих" трубопроводов не должна превышать 40 °C.

2080. В местах, где наблюдается капеж нефти и воды, "горячие" трубопроводы защищаются кожухами или козырьками.

2081. В местах ответвлений от магистральных "горячих" трубопроводов устанавливаются неподвижные опоры.

2082. П-образные компенсаторы и арки "горячих" трубопроводов в местах переходов через горные выработки закрепляются к элементам крепи горной выработки или укладываются в канавки.

2083. На магистральных "горячих" трубопроводах около пароподающих скважин, на входах и выходах в горные выработки, в которых ведется закачка теплоносителя или добыча горячей продукции добывающих скважин, вывешиваются аншлаги: "Опасно! Нагнетание пара (горячей воды)!"

2084. В горных выработках, в которых ведется закачка теплоносителя или добыча горячей продукции добывающих скважин, на исходящей струе воздуха устанавливаются спиртовые термометры.

2087. Проведение наружного осмотра шахтных "горячих" трубопроводов допускается без снятия изоляции. Результаты осмотра записываются в журнал записи результатов испытаний, осмотров, проверки и ремонтов "горячих" трубопроводов и устьев паронагнетательных скважин.

2088. Не допускается проводить ремонтные работы на нагнетательных трубопроводах и запорных устройствах на них во время нагнетания теплоносителя в пласт или при температуре стенок труб выше 40 °C.

Система сбора и транспорта попутного нефтяного газа и газового конденсата

2089. В системе сбора и транспорта попутного нефтяного газа и газового конденсата предусматриваются сбор и отведение на земную поверхность газообразных компонентов, удаление из газопроводов, сбор в емкости и удаление из нефтяной шахты газового конденсата.

2091. Газопроводы сети дегазации нефти прокладываются в горных выработках с исходящей струей воздуха.

2092. Сбор и удаление газоконденсата из шахтных газопроводов осуществляются в соответствии с документацией, утвержденной техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

2093. Конденсатосборный пункт устраивается в горной выработке с исходящей струей воздуха в месте примыкания газопровода к газоотводящей скважине.

2094. Транспортные сосуды, используемые для перевозки газоконденсата, оборудуются тормозными устройствами, позволяющими машинисту локомотива (аккумуляторного электровоза, гировоза), не выходя из его кабины, притормаживать транспортный сосуд при движении, полностью затормаживать его во время остановки и (или) стоянки.

2095. Колодки тормоза транспортных сосудов, используемых для перевозки газоконденсата, выполняются из материала, не дающего искр при работе.

Водоотлив

2102. Порядок и периодичность проведения осмотра и проверок работоспособности водоотливных установок устанавливаются организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. Инструментальная проверка работоспособности проводится не реже одного раза в год.

2103. Допускается при проведении горных выработок не подключать резервные насосные агрегаты к трубопроводу при их размещении около рабочих насосных агрегатов.

2104. При проведении вертикальных горных выработок резервные насосные агрегаты размещаются у их устья.

Общие требования к электротехническому хозяйству

2105. В нефтяных шахтах не допускается применять электрические сети с глухозаземленной нейтралью источников питания и трансформаторов.

2106. Дистанционное, телемеханическое и автоматическое управление электрооборудованием напряжением выше 1140 В разрешается только при наличии автоматической блокировки, не допускающей включения ЛЭП и электрооборудования с пониженным сопротивлением изоляции относительно земли.

2107. Разъединители высокого напряжения передвижных подстанций и трансформаторов электрически блокируются с комплектными распределительными устройствами (далее - КРУ), от которых они питаются.

2108. Передвижные подстанции и трансформаторы, устанавливаемые в горных выработках с исходящей струей воздуха нефтяных шахт, опасных по газу, присоединяются к электрической сети через КРУ с дистанционным управлением по искробезопасным цепям и с БРУ, контролирующим изоляцию сети относительно земли.

2113. Электроснабжение и применение электрооборудования в проветриваемых ВМП тупиковых горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, должны соответствовать приложению N 27 к настоящим Правилам.

2117. На схемы подземной кабельной сети наносятся высоковольтная и низковольтная кабельная сеть, контуры и наименования камер для электрооборудования, осветительная сеть, места установки телефонных аппаратов, направления струй воздуха.

2118. Общая принципиальная схема и схема подземной кабельной сети составляются один раз в полугодие и утверждаются техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

2120. В горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, в надшахтных зданиях, примыкающих к стволам с исходящей струей воздуха этих шахт, применяется рудничное взрывозащищенное электрооборудование.

2121. В горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, не допускается откатка контактными электровозами.

2122. Работы по наладке, испытаниям, ремонту, осмотру и ревизии рудничного взрывозащищенного электрооборудования проводятся по эксплуатационной документации изготовителя в соответствии с порядком, установленным организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения, с соблюдением мер, обеспечивающих безопасность выполнения указанных работ и при суммарных концентрациях углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничной атмосфере, не превышающих максимально допустимых суммарных концентраций углеводородных газов и паров жидких углеводородов, приведенных в приложении N 15 к настоящим Правилам.

2123. Проверка изоляции и поиск повреждений силовых кабелей, проложенных в горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, проводятся при суммарных концентрациях углеводородных газов и паров жидких углеводородов, не превышающих максимально допустимых концентраций, приведенных в приложении N 15 к настоящим Правилам.

2126. Работы по наладке, испытаниям, ремонту, осмотру и ревизии рудничного электрооборудования в нормальном исполнении и общего назначения проводятся по эксплуатационной документации изготовителя в соответствии с порядком, установленным организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения, с соблюдением мер, обеспечивающих безопасность выполнения указанных работ.

2128. Электрооборудование должно быть защищено от попадания на него нефти и воды.

2129. Включение или отключение размещенного в горных выработках нефтяных шахт электрооборудования, имеющего закрытые оболочки и нормальное положение блокировочных устройств, обеспечивающих их взрывобезопасность, может осуществляться работниками единолично при наличии у работников соответствующей группы по электробезопасности, допуска к управлению данным оборудованием, соответствии параметров рудничной атмосферы требованиям пункта 1731 настоящих Правил.

2131. Не допускается применять схемы, по которым осуществляется пуск электрических машин или подача напряжения на них одновременно с двух и более пультов управления. Данное требование не распространяется на схемы управления ВМП.

2138. В камерах длиной более 10 м устраиваются два выхода, расположенные в наиболее удаленных друг от друга частях камеры.

2139. В камерах, в которых установлено электрооборудование с масляным заполнением, устраиваются сплошные двери. В остальных камерах устраиваются решетчатые двери с запорным устройством. Двери камер, в которых нет постоянного обслуживающего персонала, находятся в закрытом состоянии.

2140. У входа в камеру вывешивается аншлаг "Вход посторонним не разрешается", а в камере на видном месте устанавливаются предупредительные знаки.

2141. Камеры оборудуются защитными средствами для работы в электроустановках.

2144. Запрещается спуск в нефтяную шахту и передвижение людей по горным выработкам, ведение работ без включенного головного светильника.

2146. Головные светильники хранятся и обслуживаются в оборудованных для этих целей помещениях.

2147. В горных выработках нефтяной шахты для передачи или распределения электрической энергии и информации применяются кабели и провода, не распространяющие горение.

2149. Для присоединения передвижных ТП, РП участков и осветительных сетей применяются бронированные или гибкие экранированные кабели.

2150. Присоединение передвижного электрооборудования выполняется гибкими экранированными кабелями.

2151. В горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, пройденных в нефтеносном пласте, применяются кабели с маслобензостойкой изоляцией, не распространяющей горение. В остальных горных выработках кабели защищаются от попадания на них нефти.

2152. Не допускается применение кабелей всех назначений с алюминиевыми жилами или в алюминиевой оболочке.

2154. Минимальные радиусы кривой изгиба кабелей при монтаже и эксплуатации определяются в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителя.

2157. Для искробезопасных цепей управления, сигнализации, телеконтроля и диспетчеризации допускается использование телефонных кабелей и свободных жил в кабельных линиях связи.

2158. Вспомогательные жилы в силовых экранированных кабелях допускается использовать для цепей управления, связи, сигнализации и местного освещения. Использование вспомогательных жил одного кабеля для искробезопасных и искроопасных цепей не допускается, если эти жилы не разделены экранами.

2161. Допускается соединение и ремонт (восстановление) гибких и бронированных кабелей в шахтах с помощью горячей вулканизации и комплектов починочных материалов из компаундов и трубок холодной усадки.

2164. Гибкие силовые кабели и кабели связи, находящиеся под напряжением, растягиваются и подвешиваются. Запрещается держать гибкие кабели под напряжением в бухтах и "восьмерках". Данный запрет не распространяется на экранированные, не распространяющие горение кабели с оболочками, которые по условиям эксплуатации находятся в бухтах или на барабанах. В этом случае токовая нагрузка на кабель снижается на 30% от номинальной.

2167. Проверка кабельных сетей в горных выработках нефтяных шахт выполняется в порядке и с периодичностью, утвержденными организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

2169. Выбор и проверка аппаратов защиты выполняются в соответствии с порядком, установленным организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

2172. При питании подземных электрических сетей с поверхности через скважины допускается установка автоматического выключателя с реле утечки в горной выработке на расстоянии не более 10 м от скважины. В этом случае, при срабатывании аппарата защиты, электрооборудование на поверхности и кабель в скважине могут не отключаться, если на поверхности имеется устройство контроля изоляции сети, не влияющее на работу аппарата защиты.

2173. На трансформаторах, находящихся на поверхности и питающих подземные электрические сети, снабженные защитой от утечек тока, пробивные предохранители не устанавливаются.

2174. Не допускается применять предохранители без патронов и некалиброванные плавкие вставки в аппаратах защиты.

2176. Общая длина кабелей, присоединенных к одному или параллельно работающим трансформаторам, ограничивается длиной, при которой емкость относительно земли на фазу составляет не более 1 мкФ.

2177. Допускается не применять защиту от замыканий на землю и контроль изоляции сети для цепей напряжением не более 42 В, для цепей дистанционного управления и блокировки КРУ, для цепей местного освещения передвижных подстанций, питающихся от встроенных осветительных трансформаторов, при условии металлического жесткого или гибкого наружного соединения их с корпусом подстанции, наличия выключателя в цепи освещения и надписи на светильниках "Вскрывать, отключив от сети".

2178. Требование защиты от утечек тока не распространяется на искробезопасные системы.

2183. Максимальное общее переходное сопротивление сети заземления, измеренное у заземлителей, должно быть не более 2 Ом.

Требования к связи и сигнализации

2186. Аппаратура общешахтной и диспетчерской телефонной связи и аппаратура системы общешахтного аварийного оповещения устанавливается на высоте не менее 1,5 м от почвы горных выработок.

2190. Системы общешахтного аварийного оповещения и шахтной радиосвязи должны обеспечивать электромагнитную совместимость с системами сигнализации.

2191. Оконечные и распределительные устройства связи и сигнализации выдаются на поверхность нефтяной шахты для обслуживания и ремонта согласно графику, утвержденному техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

2194. Параметры систем других назначений должны не оказывать мешающего влияния на системы телефонной связи.

2195. Подземные линии системы общешахтной и диспетчерской телефонной связи выполняются гальванически не связанными с поверхностными линиями связи и силовыми сетями.

2197. Сопротивление изоляции телефонной линии с распределительными устройствами должно быть не менее 100 кОм, а абонентской линии с распределительными устройствами и телефонным аппаратом - не менее 50 кОм.

Сигнализация и связь на шахтном транспорте и подъеме

2199. Подъемная установка оснащается устройством для подачи сигнала от стволового к стволовому подземному и от стволового подземного к машинисту подъемной машины, а также ремонтной сигнализацией, используемой при осмотре и ремонте ствола, подъемных сосудов и элементов копрового станка. В стволах глубиной более 500 м для ремонтной сигнализации используются средства беспроводной связи.

2201. При подъеме людей из нефтяной шахты скипами обеспечивается подача сигналов с посадочной площадки на верхнюю приемную площадку и с верхней приемной площадки машинисту подъемной машины.

2202. Подъемная установка, обслуживающая несколько горизонтов, оборудуется устройством, показывающим, с какого горизонта подан сигнал, и устройством, препятствующим одновременному поступлению сигналов с разных горизонтов.

2207. Между машинистом подъемной машины и стволовым в околоствольном дворе, между стволовым в околоствольном дворе и стволовым на нулевой площадке ствола оборудуется прямая телефонная или двусторонняя громкоговорящая связь.

2208. Клети, предназначенные для подъема и спуска людей, оснащаются средствами связи с машинным отделением, используемыми при технических обслуживаниях клетей и ремонте ствола.

Ведение работ в горных выработках, в которых возможны прорывы воды

2209. Меры по безопасному ведению горных работ, работ по добыче нефти в горных выработках, в которых возможны прорывы воды, включаются в проектную документацию, документацию по ведению горных работ, документацию по ведению работ по добыче нефти.

2210. До начала ведения работ в горных выработках, в которых возможны прорывы воды, определяются участки, опасные по прорыву воды.

2211. Затопленные или заиленные горные выработки, в которых обнаружены вода или жидкая глина, относятся к участкам, опасным по прорывам воды.

2212. Горные работы на участках, опасных по прорывам воды, проводятся с соблюдением мер по предотвращению прорыва воды в горные выработки.

2213. При ведении горных работ в зоне влияния скважин, пробуренных с поверхности, предусматриваются меры по исключению возможности прорыва поверхностных вод в горные выработки.

2214. Зоны обрушений, открытые трещины, провалы земной поверхности, образовавшиеся при ведении горных работ, ограждаются водоотводящими каналами, обеспечивающими отвод паводковых и ливневых вод.

2215. При обнаружении признаков возможного прорыва воды в горную выработку все лица, находящиеся в этой выработке, должны прекратить работы, выйти из этой горной выработки, сообщить о признаках возможного прорыва воды горному диспетчеру нефтяной шахты.

2216. Работы по откачке и (или) спуску воды из затопленных горных выработок проводятся с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасность ведения указанных работ.

Ведение работ в горных выработках, в которых возможны прорывы теплоносителя

2217. Меры по безопасному ведению горных работ, работ по добыче нефти в горных выработках, в которых возможны прорывы теплоносителя, включаются в проектную документацию, документацию по ведению горных работ, документацию по ведению работ по добыче нефти.

2218. До начала ведения работ в горных выработках, в которых возможны прорывы теплоносителя, определяются участки, на которых возможны прорывы теплоносителя.

2219. Участки горных выработок, на которых возможны прорывы теплоносителя, ограждаются и обозначаются предупредительными надписями.

2220. Места ведения работ по закачке теплоносителя или добыче нефти в горных выработках ежесменно контролируются работниками структурного подразделения, за которым закреплены эти выработки.

2221. Все время, не занятое работой со скважинами, работники должны находиться в определенных в наряде местах за пределами участков горной выработки, на которых возможны прорывы теплоносителя, со стороны входа в нее струи свежего воздуха.

2222. Работники, выполняющие работы на участках горных выработок, на которых возможны прорывы теплоносителя, должны быть обучены оказанию первой помощи при ожогах, знать места расположения средств спасения и уметь ими пользоваться.

2223. При обнаружении признаков возможного прорыва теплоносителя в горную выработку все лица, находящиеся в этой выработке, должны прекратить работы, выйти из этой горной выработки, сообщить о признаках возможного прорыва теплоносителя горному диспетчеру нефтяной шахты.

2224. После ликвидации прорывов теплоносителя и их последствий в горной выработке проведение работ в этой выработке возобновляется по письменному разрешению технического руководителя обособленного структурного подразделения.

2225. Возобновление в горной выработке работ по закачке теплоносителя после ликвидации прорывов теплоносителя проводится в отсутствие людей в этой выработке.

Приложение N 1
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

Приложение N 2
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ СОСЕДНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ, М

Приложение N 3
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15 декабря 2020 г. N 534

НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, М

(в ред. Приказа Ростехнадзора от 19.01.2022 N 10)

Здания и сооружения	Номер сооружения в графе "Здания и сооружения"
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
1. Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин	5	5	9	30	39	39	39	100	30	39	39	9	30	9	9	9	15	30	25/12	24	30	39	30	-	30
2. Устья нагнетательных скважин	5	6	9	15	24	24	24	100	30	24	24	9	15	9	9	9	15	15	25/12	24	30	39	++	-	15
3. Измерительные и сепарационные установки	9	9	+	+	15	+	15	60	30	9	9	+	9	9	9	+	9	15	25/12	++	18	39	++	9	+
4. Дожимные насосные станции (технологические площадки)	30	15	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	+	30	+
5. Аварийные вертикальные резервуары дожимной насосной станции (ДНС)	39	24	15	15	+	15	30	100	15	15	15	15	15	15	+	12	30	30	++	++	39	39	15	39	15
6. Установки предварительного сброса воды (УПСВ)	39	24	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	+	39	+
7. Печи и блоки огневого нагрева нефти	39	24	15	15	30	15	+	60	30	18	18	15	15	15	9	15	9	9	15	9	18	39	15	39	15
8. Факелы аварийного сжигания	100	100	60	60	100	60	60			100	100	60	60	60	60	60	60	100	60	60	60	100	60	100	60
9. Свечи для сброса газа	30	30	30	30	15	30	30	hфак	+	30	30	30	30	30	30	30	30	30	60	60	60	100	60	30	60
10. Компрессорные станции газлифта	39	24	9	+	15	+	18	100	30	+	9	+	15	9	9	9	9	15	++	++	30	30	+	39	+
11. Установки подготовки газа, цеха подготовки газа, конденсата	39	24	9	+	15	+	18	100	30	9	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	30	30	+	39	+
12. Блоки газораспределительной аппаратуры, узлы учета нефти и газа, управления арматурой, запуска и приема шаров, арматурные блоки обвязки скважин	9	9	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	9	9	15	++	++	18	30	+	9	+
13. Кустовые насосные станции системы поддержания пластового давления (ППД)	30	15	9	15	15	15	15	60	30	15	15	15	+	+	9	9	9	15	++	++	9	30	15	-	15
14. Водораспределительные пункты, блоки напорной гребенки	9	9	9	9	15	9	15	60	30	9	9	9	+	+	9	9	9	15	++	++	9	30	9	-	9
15. Дренажные, канализационные емкости	9	9	9	9	+	9	9	60	30	9	9	9	9	9	+	9	9	9	9	9	9	30	9	9	9
16. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола	9	9	+	+	12	+	15	60	30	9	+	9	9	9	9	+	9	15	++	++	18	30	+	9	+
17. Компрессорные станции воздуха	15	15	9	9	30	9	9	60	30	9	9	9	9	9	9	9	+	+	9	9	9	9	9	16	9
18. Аппараты воздушного охлаждения	30	15	15	15	30	15	9	100	30	15	15	15	15	15	9	15	+	+	9	9	9	9	15	30	15
19. ТП напряжением до 10 кВ и распределительные устройства (открытые, закрытые)	25/12	25/12	25/12	++	++	++	15	60	60	++	++	++	++	++	9	++	9	9	+	+	++	++	++	++	++
20. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления	24	24	++	++	++	++	9	60	60	++	++	++	++	++	9	++	9	9	+	+	++	++	++	24	++
21. Вагон для обогрева персонала	30	30	18	18	39	18	18	60	60	30	30	18	9	9	9	18	9	9	++	++	+	++	18	30	18
22. Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)	39	39	39	39	39	39	39	100	100	30	30	30	30	30	30	30	9	9	++	++	++	++	39	39	39
23. Технологические емкости ЛВЖ, ПК, концевые сепарационные установки	30	15	+	+	15	+	15	60	60	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	15	30	15
24. Устья эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин	+	+	9	30	39	39	39	100	30	39	39	9	+	+	9	9	16	30	++	24	30	39	30	++	-
25. Насосная станция ЛВЖ, ГЖ	30	15	+	+	15	+	15	60	60	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	15	-	9
+ расстояния Правилами не устанавливаются; ++ расстояния определяются проектной документацией.

1. В графе 19 расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и распределительных устройств, в знаменателе - до закрытых ТП и распределительных устройств.

2. - высота факельного ствола.

Приложение N 4
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

Таблица N 1

Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (), парциального давления сернистого водорода () и его концентрации () для многофазного флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором менее 890 нм3/м3

Исполнение оборудования	1,83 Па (18,6 кгс/см2)				1,83 Па (18,6 кгс/см2)
	4% (объемных)	4%15% (объемных)		15% (объемных)	0,075% (объемных)		0,075% (объемных)
		7,3 Па	7,3 10 Па
					345 Па	345 Па
стандартное	+	+	-	-	- +	-	-
стойкое к СКР	-	-	+	+	-	+	+

Таблица N 2

Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (), парциального давления сернистого водорода () и его концентрации () для многофазного флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором более 890 нм3/м3

Исполнение оборудования	450 кПа (4,6 кгс/см2)		450 кПа (4,6 кгс/см2)
	10% (объемных)	10% (объемных)			10% (объемных)
			345 Па	345 Па
стандартное	+	-	+	-	-
стойкое к СКР	-	+	-	+	+

Приложение N 5
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

Таблица N 1

Класс и границы взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей

Условные обозначения классов взрывоопасных зон

Класс взрывоопасности - зона 0

Класс взрывоопасности - зона 1

Класс взрывоопасности - зона 2

Рис. 1. Открытые емкости, аппараты, устройства в помещении

Огражденное подроторное пространство	Открытое подроторное пространство

Рис. 2. Буровая установка с укрытием и привышечным сооружением для бурения скважин на море и месторождениях, содержащих сернистый водород

Буровая установка с огражденным подроторным пространством

Буровая установка с открытым подроторным пространством

Рис. 3. Буровая установка с огражденным и открытым подроторным пространством

Рис. 4. Открытые пространства вокруг открытых емкостей, аппаратов, устройств

Рис. 5. Открытые пространства вокруг фонтанных арматур

Газовый компрессор

Насос для перекачки нефти

Насос высокого давления для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей

Рис. 6. Открытые пространства вокруг закрытых технических устройств

Рис. 7. Открытые пространства вокруг открытого сепаратора

Рис. 8. Открытые пространства вокруг окончания труб, отводящих попутные газы (a), и отверстий для выпуска газов (паров) из закрытых технических устройств (b)

Рис. 9. Агрегат для ремонта скважин

Приложение N 6
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

ТРЕБОВАНИЯ К СПЕЦИАЛЬНЫМ РАЗДЕЛАМ ПЛАНА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ НА ОПО

1. ПЛА ОПО нефтяной шахты разрабатывается организацией, эксплуатирующей ОПО, или ее обособленным структурным подразделением на каждый ОПО или его взрывопожароопасный участок, цех или иное подразделение.

2. В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.

2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.

2.6. В ПЛА объектов месторождений с высоким содержанием в продукции сернистого водорода должны быть установлены места безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий.

3. ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из работников, назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются в сроки, установленные Правительством Российской Федерации.

При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в ПЛА должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения.

4. ПЛА в количестве пяти экземпляров утверждается техническим руководителем предприятия при наличии актов проверки:

состояния систем контроля технологического процесса;

состояния вентиляционных устройств;

наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварий в их начальной стадии;

исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения.

5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии.

5.3. Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии.

5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема) обвязки ПВО, устьевого оборудования скважин, технологического оборудования, маршрутов движения автотранспорта на ОПО.

5.5. Списки инструментов, СИЗ, материалов, необходимых для ликвидации аварий, находящихся в аварийных шкафах (помещениях), с указанием их количества и основной характеристики.

7. Ознакомление с ПЛА работников должно быть оформлено документарно под подпись.

8. Полные экземпляры ПЛА должны находиться в диспетчерской предприятия, у газоспасателей, ПАСФ и в службе промышленной безопасности предприятия, у руководителя структурного подразделения (цеха). Оперативная часть ПЛА должна быть вывешена на рабочем месте, определенном руководителем объекта (участка).

9. Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие действительному положению на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия.

10. Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, установленных настоящими Правилами, определяется организацией с учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.

11. Результаты учебно-тренировочных занятий по плану ликвидации аварий должны заноситься в журналы регистрации учебно-тренировочных занятий по ПЛА под подпись работников, участвующих в занятии.

Приложение N 7
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

Таблица N 1

Зоны безопасности при пневматических испытаниях трубопроводов

Таблица N 2

Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

Приложение N 8
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

Таблица N 1

Зависимость наименьшей толщины стенки ПТ от его диаметра

Наружный диаметр Dh, мм	114	219	325	377	426
Наименьшая допустимая толщина стенки ПТ, мм	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0

Таблица N 2

Отбраковочные значения толщины стенок корпуса арматуры

Номинальный диаметр DN	80	100 - 200	250 - 400	более 400
Наименьшая допустимая толщина стенки, мм (при Рраб10 МПа)	3	4,5	6	7

Приложение N 9
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

1. Общая характеристика производственного объекта включает:

полное наименование ОПО, его назначение, год ввода в действие;

наименования научно-исследовательских и проектных организаций, разработавших технологический процесс и выполнявших проект;

количество технологических линий (потоков) и их назначение.

2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции включает:

техническое наименование продуктов, качество в соответствии с нормативной технической документацией, область применения;

свойства сырья, реагентов, готовой продукции и отходов производства по взрывопожароопасности и токсичности приводятся в пункте 7 настоящего приложения.

3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта включает:

описание технологического процесса в строгом соответствии со схемой технологического процесса, являющейся графическим приложением к ТР;

описание технологической схемы приводится по стадиям технологического процесса начиная с поступления сырья, с указанием основных технологических параметров процесса (температуры, давления, расхода оборудования, участвующего в процессе и включенного в состав технологической схемы). По ходу описания схемы указываются основные схемы автоматизации и блокировки.

4. Нормы технологического режима для непрерывных и периодических процессов приводятся в соответствии с таблицей N 1 настоящего приложения.

Таблица N 1

(рекомендуемый образец)

В графе таблицы N 1 настоящего приложения "Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима" указываются на различных стадиях процесса в аппаратах (отстойниках, электродегидраторах, колоннах, печах, реакторах, теплообменной и другой аппаратуре) регламентируемые показатели режима: температура, давление, расход, время операций, количество загружаемых или подаваемых компонентов и другие показатели, влияющие на безопасную эксплуатацию и качество продукции;

при маркировке приборов КИПиА на щитах управления номера позиций приборов должны соответствовать номерам позиций на технологической схеме;

единицы измерения приводятся в действующей системе СИ.

Все показатели режима, в том числе расход, давление, температура, указываются с возможными допусками или интервалами, обеспечивающими безопасную эксплуатацию и получение готовой продукции заданного качества. Разрешается ограничение верхних или нижних предельных значений. Например: "вакуум, не менее...", "температура, не более...".

5. Контроль технологического процесса включает:

аналитический контроль (лабораторный, автоматический) по всем стадиям технологического процесса излагается в соответствии с таблицей N 2 настоящего приложения).

Таблица N 2

(рекомендуемый образец)

Аналитический контроль технологического процесса

В начале таблицы указываются нормы лабораторного контроля, а затем автоматического:

если в контролируемых продуктах содержатся агрессивные компоненты, вызывающие коррозию металла, указываются допустимые содержания этих компонентов и методы их контроля;

контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок, если они имеются, приводится в виде перечня в соответствии с таблицей N 3 настоящего приложения.

Таблица N 3

(рекомендуемый образец)

Перечень блокировок и сигнализации

6. Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях включают:

взаимосвязь с другими технологическими и вспомогательными объектами, снабжение установки сырьем, электроэнергией, паром, водой, воздухом и другими материалами и ресурсами;

особенности пуска и остановки в зимнее время;

описание пуска и остановки взрывопожароопасных производств;

последовательность пуска и остановки, соблюдение требуемого режима выполнения работ с указанием последствий их нарушения.

7. Безопасная эксплуатация производства включает:

данные об имеющихся производственных опасностях, которые могут привести к взрыву, отравлению, а также комплекс технических, технологических и организационных мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства;

взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ, которые приводятся в соответствии с таблицей N 4 настоящего приложения.

Таблица N 4

(рекомендуемый образец)

Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

При необходимости, установленной эксплуатирующей организацией, классификация технологических блоков по взрывоопасности осуществляется в соответствии с требованиями ФНП, устанавливающих требования общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, и приводится в соответствии с таблицей N 5 настоящего приложения.

Таблица N 5

(рекомендуемый образец)

Классификация технологических блоков по взрывоопасности

Для технологических систем указываются категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения, а также энергетическое обеспечение систем контроля, управления и противоаварийной защиты;

8. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей включают:

методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны;

периодичность и методы контроля за образованием в процессе эксплуатации производства взрывоопасных концентраций.

9. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств включают:

безопасные методы обращения с пирофорными отложениями;

способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях;

индивидуальные и коллективные средства защиты работающих, тушения возможных загораний;

возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации;

безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования;

основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.

10. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов включает описание всего оборудования, указанного на графическом приложении технологической схемы к ТР.

Краткая характеристика технологического оборудования составляется в соответствии с таблицей N 6 настоящего приложения.

Таблица N 6

(рекомендуемый образец)

Краткая характеристика технологического оборудования

Наименование оборудования указывается в соответствии с техническим паспортом (формуляром) на оборудование.

Краткая характеристика регулирующих клапанов приводится в соответствии с таблицей N 7 настоящего приложения.

Таблица N 7

(рекомендуемый образец)

Краткая характеристика регулирующих клапанов

Краткая характеристика предохранительных клапанов (если они имеются) приводится в соответствии с таблицей N 8 настоящего приложения.

Таблица N 8

(рекомендуемый образец)

Краткая характеристика предохранительных клапанов

11. В перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации входят технологические, должностные инструкции, инструкции по охране труда, необходимые для обеспечения безопасности ведения процесса, обслуживания и ремонта оборудования.

Здесь же приводится перечень нормативно-технической документации, утверждаемой руководством организации, а также действующие типовые инструкции, нормы, правила, обязательные к руководству и выполнению работниками организации.

12. Технологическая схема производства продукции является графическим приложением к разделу "Описание технологического процесса".

Технологическая схема для непрерывных процессов составляется по одной технологической нитке (при наличии нескольких одинаковых потоков) с включением в нее основных технологических аппаратов, основных материальных коммуникаций, основных органов управления и регулирования, точек контроля и регулирования технологических параметров.

Условные обозначения средств контроля и автоматики, а также арматуры должны быть указаны на схеме.

Технологическая схема подписывается руководителем объекта и утверждается главным инженером (техническим руководителем) организации.

13. Экспликация оборудования приводится в соответствии с таблицей N 9 настоящего приложения.

Таблица N 9

(рекомендуемый образец)

Экспликация оборудования

Приложение N 10
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

Таблица N 1

(рекомендуемый образец)

Форма оформления изменений в ТР

Таблица N 2

(рекомендуемый образец)

Лист регистрации изменений в ТР

Приложение N 11
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

АКТ N ___ ОТ _______ О ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ N ______

(месторождение, предприятие)

Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о нижеследующем:

1. Скважина N ___, пробуренная _____________ в ____ году в соответствии с проектом N ___ от _______ г., разработанным ________________, находящаяся на балансе _____, ликвидирована ________ по категории ______ в соответствии с главой LVIII федеральных норм и правил "Правила безопасности в нефтянойнефтяной и газовой промышленности"

2. Забой скважины ___ м.

3. В скважине установлены цементные мосты на глубинах ___ м.

4. На устье скважины установлены ___________________ и репер с надписью

5. Из скважины демонтировано и извлечено следующее оборудование:

6. Все материалы по ликвидированной скважине N __________ сброшюрованы, заверены печатью, подписями и переданы на хранение

Приложение N 12
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

МИНИМАЛЬНЫЕ ПЛОЩАДИ ПОПЕРЕЧНЫХ СЕЧЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И НАКЛОННЫХ ГОРНЫХ ВЫРАБОТОК В СВЕТУ

Приложение N 13
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

ШИРИНА ПРОХОДОВ ДЛЯ ЛЮДЕЙ И ВЕЛИЧИНА ЗАЗОРОВ МЕЖДУ КРЕПЬЮ, ОБОРУДОВАНИЕМ, ТРУБОПРОВОДАМИ И ПОДВИЖНЫМ СОСТАВОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ШАХТНЫМ СПОСОБОМ

Примечания:

1. На двухпутевых участках горных выработок всех околоствольных дворов, в однопутевых околоствольных горных выработках клетевых стволов, а также во всех других местах двухпутевых горных выработок, где производят маневровые работы, сцепку и расцепку вагонеток или составов (на разминовках), перегрузку оборудования и материалов с одного транспортного средства на другое, у стационарных погрузочных пунктов производительностью 1000 т в сутки и более, у транзитных погрузочных пунктов при отсутствии обходной горной выработки независимо от производительности проходы для людей обеспечиваются по 0,7 м с обеих сторон.

2. Ширина проходов для людей и зазоры выдерживаются по высоте горной выработки не менее 1,8 м от почвы. Проходы на всем протяжении горной выработки устраиваются с одной стороны. В двухпутевых горных выработках не допускается устройство проходов между путями.

Приложение N 14
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ОКСИДА УГЛЕРОДА, ОКИСЛОВ АЗОТА, СЕРНИСТОГО АНГИДРИДА, СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА (ВРЕДНЫХ ГАЗОВ) И УГЛЕВОДОРОДОВ (C1 - C10) В РУДНИЧНОЙ АТМОСФЕРЕ ГОРНЫХ ВЫРАБОТОК НЕФТЯНЫХ ШАХТ

Газы и пары	Максимально допустимая концентрация
	% (по объему)	мг/м3
Оксид углерода (CO)	0,00170	20
Оксиды азота (в перерасчете на )	0,00026	5
Сернистый ангидрид ()	0,00038	10
Сернистый водород ()	0,00071	10
Углеводороды ( - )	-	300
Сернистый водород в смеси с углеводородами ( - )	0,0002	3

Приложение N 15
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ СУММАРНЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ И ПАРОВ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В РУДНИЧНОЙ АТМОСФЕРЕ ОПАСНЫХ ПО ГАЗУ НЕФТЯНЫХ ШАХТ

* Средняя в поперечном сечении вентиляционной струи концентрация.

Приложение N 16
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

КОНТРОЛЬ СОСТАВА РУДНИЧНОГО ВОЗДУХА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗООБИЛЬНОСТИ НЕФТЯНЫХ ШАХТ, ОПАСНЫХ ПО ГАЗУ

I. Проверка состава, расхода, температуры и относительной влажности рудничного воздуха

1. Проверка состава рудничного воздуха выполняется работниками подразделений ПАСФ, обслуживающих нефтяную шахту, и/или работниками газоаналитических лабораторий в присутствии работника службы аэрологической безопасности один раз в квартал.

Места в горных выработках, в которых необходимо провести проверку состава рудничного воздуха определяются работником службы аэрологической безопасности.

Проверка состава рудничного воздуха (отбор проб) проводится работником ПАСФ и/или газоаналитической лаборатории.

2. Порядок проверки состава рудничного воздуха работниками службы аэрологической безопасности определяется техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

3. На нефтяных шахтах проверка состава рудничного воздуха проводится на содержание диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, сернистого водорода и кислорода.

Проверка состава рудничного воздуха из зарядных камер проводится на содержание диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, сернистого водорода, кислорода и водорода.

Проверка состава рудничного воздуха из пожарных участков шахты проводится на содержание оксида углерода, диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, сернистого водорода и кислорода.

Проверка состава рудничного воздуха после взрывных работ проводится на содержание оксида углерода, окислов азота, сернистого водорода, сернистого газа, диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, кислорода.

При анализе углеводородных газов и паров жидких углеводородов определяется содержание метана, этана, пропана, изобутана, бутана, изопентана, пентана и паров жидких углеводородов.

При температуре рудничного воздуха в горных выработках более 20 °C проводятся измерения относительной влажности.

При кондиционировании рудничного воздуха температура и относительная влажность определяются на рабочих местах и у пунктов охлаждения.

4. Проверка состава рудничного воздуха и измерение его расхода проводятся:

на нефтяных шахтах, не опасных по газу - 1 раз в месяц;

на нефтяных шахтах, опасных по газу - 3 раза в месяц;

5. Производительность ВМП измеряется 1 раз в месяц.

6. Проверка состава рудничного воздуха после взрывных работ проводится 1 раз в месяц:

в стволах независимо от их глубины;

в подготовительных выработках при их длине 300 м и более;

при изменении паспорта буровзрывных работ.

При проходке стволов, переведенных на газовый режим, проверка состава рудничного воздуха проводится 3 раза в месяц.

7. Пробы, отбираемые для проверки состава рудничного воздуха, должны характеризовать средние концентрации газов в поперечных сечениях вентиляционных струй. Проверка состава рудничного воздуха проводится в смены, когда в выработках ведутся работы по проходке выработок, бурению скважин и добыче нефти. Проверка проводится не ранее чем через сутки после нерабочего дня.

8. Время начала отбора проб рудничного воздуха после проведения взрывных работ определяется начальником службы аэрологической безопасности. Первые пробы отбираются не ранее чем через 15 минут при обычном взрывании и не ранее чем через 30 минут при сотрясательном взрывании. Последующие пробы отбираются с интервалом не более 5 минут в течение 10 - 15 минут после отбора первых проб.

9. При проверке состава рудничного воздуха суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов, содержание диоксида углерода, оксида углерода, кислорода, водорода и оксидов азота, сернистого ангидрида и сернистого водорода определяется с погрешностью:

углеводородных газов и паров жидких углеводородов, диоксида углерода, кислорода и водорода - не более +/- 0,1 объемной доли, %;

оксида углерода (при содержании до 2 предельно допустимых концентраций (далее - ПДК) - не более +/- 0,0005 объемной доли, %;

оксида углерода (при содержании более 2 ПДК) - не более +/- 10% от измеряемой величины;

оксидов азота, сернистого ангидрида, сернистого водорода - не более +/- 25% от измеряемой величины.

При проведении лабораторных исследований состава рудничного воздуха используется оборудование, обеспечивающее определение 0,5 ПДК.

10. Измерения содержания диоксида углерода, суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов в нефтяных шахтах, опасных по газу, проводятся стационарными датчиками системы АГК и переносными приборами контроля.

Измерения содержания диоксида углерода, суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов в нефтяных шахтах, не опасных по газу, проводятся переносными приборами контроля.

II. Проверка состава рудничного воздуха работниками ПАСФ и (или) газоаналитических лабораторий

11. Проверка состава рудничного воздуха и измерения его расхода проводится:

в главных входящих струях шахты;

во входящих струях крыла, панели, блока и горизонта;

во входящих и исходящих струях подготовительных выработок и выработок, где ведется бурение скважин или добыча нефти;

в исходящих струях крыла, панели, блока, горизонта и шахты в целом;

у ВМП;

у забоев подготовительных выработок;

в зарядных камерах;

в местах выделения углеводородных газов и паров жидких углеводородов в горных выработках со свежей струей воздуха;

у забоев тупиковых восстающих выработок;

в местах, установленных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

12. План проверки состава рудничного воздуха составляется на квартал, утверждается техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

Срок хранения плана проверки состава рудничного воздуха - 1 год.

13. Не позднее 25 числа последнего месяца текущего квартала план проверки состава рудничного воздуха направляется в подразделение ПАСФ, обслуживающее нефтяную шахту, и (или) в газоаналитическую лабораторию. Подразделением ПАСФ и (или) газоаналитической лабораторией составляется на каждый месяц график проверки состава рудничного воздуха, который не позднее чем за три дня до начала очередного месяца направляется на нефтяную шахту.

14. В дни, предусмотренные графиком проверки состава рудничного воздуха, работник ПАСФ и (или) газоаналитической лаборатории, осуществляющий проверку, получает в лаборатории акт-наряд проверки состава рудничного воздуха.

Акт-наряд проверки состава рудничного воздуха подписывается начальником службы аэрологической безопасности. Начальником службы аэрологической безопасности вносятся в акт-наряд изменения и (или) дополнения в соответствии с фактическим состоянием горных работ. Каждое изменение и (или) дополнение подтверждается подписью начальника службы аэрологической безопасности.

В акте-наряде проверки состава рудничного воздуха после взрывных работ начальником службы аэрологической безопасности в графе "Примечание" указывается время начала отбора первых проб после взрывных работ.

15. Пробы рудничного воздуха направляются в подразделение ПАСФ, обслуживающее нефтяную шахту, и (или) в газоаналитическую лабораторию.

Извещение о результатах анализа проб рудничного воздуха направляется техническому руководителю обособленного структурного подразделения не позже чем через сутки со времени поступления проб.

Результаты анализов проб рудничного воздуха в случаях выявления в них концентраций контролируемых газов, превышающих максимально допустимые концентрации, передаются горному диспетчеру (дежурному) нефтяной шахты, сведения о превышениях концентрации контролируемых газов направляются в территориальный орган Ростехнадзора.

16. При концентрации вредных газов выше допустимых норм проверка состава рудничного воздуха в горных выработках проводится работниками ПАСФ в респираторах.

17. Результаты проверки состава рудничного воздуха и его расход заносятся в вентиляционный журнал, структура и вид которого определяются техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

18. Решение о проверке состава рудничного воздуха работниками службы аэрологической безопасности принимается техническим руководителем обособленного структурного подразделения. Пробы рудничного воздуха, отобранные работниками службы аэрологической безопасности, передаются в газоаналитическую лабораторию. К пробам прилагается акт-наряд проверки состава рудничного воздуха, подписанный начальником службы аэрологической безопасности. В акте-наряде проверки состава рудничного воздуха указываются газы, на которые требуется выполнить анализ, и концентрации газов, замеренные измерительными переносными средствами контроля во время отбора пробы.

III. Места проверки состава и расхода рудничного воздуха

19. Проверка состава рудничного воздуха проводится:

в выработках, где ведется бурение скважин или добыча нефти, не далее чем в 15 - 20 м от места входа вентиляционной струи в выработку;

в выработках, где ведется бурение скважин или добыча нефти, не далее чем в 15 - 20 м от места выхода вентиляционной струи из выработки;

в выработках с исходящей из подготовительной выработки струей воздуха не далее чем в 15 - 20 м от места выхода вентиляционной струи;

в 15 - 20 м от мест слияния или разветвления вентиляционных струй;

в подготовительных выработках не более чем в 20 м от устья и у забоя, в том числе при проходке стволов;

в подготовительных выработках после взрывных работ в 20 - 30 м от устья (в верхней части сечения выработки);

в зарядных камерах в верхней части сечения камеры со стороны исходящей струи.

20. Порядок контроля концентрации сернистого ангидрида и сернистого водорода устанавливается техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

IV. Способы и средства проверки состава рудничного воздуха

21. При проверке состава рудничного воздуха пробы отбираются в газонепроницаемые емкости. Отобранные пробы рудничного воздуха анализируются в газоаналитической лаборатории не позже чем через 12 часов после их отбора.

22. Отбор проб на тяжелые углеводороды проводится "мокрым" способом в бутылки емкостью 0,5 л.

23. При отборе проб в сосуды (бюретки) способом продувания через сосуд обеспечивается продувание объема рудничного воздуха, превышающего вместимость сосуда не менее чем в десять раз.

24. Концентрация вредных газов контролируется переносными приборами контроля.

25. Отбор усредненной по поперечному сечению выработки пробы рудничного воздуха проводится в следующем порядке:

работник отбирает пробы, держа сосуд (емкость) перед собой на расстоянии вытянутой руки, располагаясь лицом навстречу воздушной струе;

сосуд (емкость) заполняется рудничным воздухом в процессе перемещения его в горизонтальном и вертикальном направлениях. Заполнение начинается у почвы и заканчивается у кровли выработки. Работник обеспечивает равномерность заполнения сосуда (емкости) по сечению выработки.

26. В вертикальных выработках сосуд (емкость) при отборе пробы рудничного воздуха перемещается в горизонтальной плоскости.

27. Пробы рудничного воздуха из-за перемычек, из скважин и из труднодоступных мест отбираются дистанционно через трубки.

28. Перед отбором проб из-за изолирующей перемычки или из скважины измеряются температура рудничного воздуха у изолирующей перемычки, за изолирующей перемычкой (в скважине) и атмосферное давление в месте отбора проб.

Отбор проб рудничного воздуха из-за изолирующей перемычки и из скважины не проводится в случаях движения рудничного воздуха из выработки за изолирующую перемычку (в скважину). При движении рудничного воздуха из выработки за изолирующую перемычку (в скважину) в акте-наряде проверки состава рудничного воздуха делается запись: "перемычка (скважина) принимает".

V. Измерение скорости, расхода, температуры и влажности рудничного воздуха

29. Измерения скорости рудничного воздуха проводится в прямолинейных, не менее 15 м, участках горных выработок с крепью, плотно прилегающей к стенкам выработки. На участке не менее 15 м от места проведения измерений в выработке не допускается нахождение каких-либо предметов, материалов и горношахтного оборудования, уменьшающих площадь сечения выработки. Место проведения измерения выбирается на расстоянии не менее 15 м от (до) сопряжения выработки, в которой проводится измерение скорости рудничного воздуха, с другими выработками.

30. Схемы перемещения средства измерений в сечении горной выработки при измерении скорости рудничного воздуха приведены на рисунке 1 настоящего приложения.

Рис. 1. Схемы перемещения прибора в сечении горной выработки при измерении скорости рудничного воздуха

Измерения скорости рудничного воздуха проводятся следующими способами:

работник, проводящий измерения, находится в том же сечении горной выработки, в котором измеряется скорость - способ в сечении;

работник, проводящий измерения, находится на расстоянии вытянутой руки от сечения, в котором измеряется скорость - способ перед собой;

работник, проводящий измерения, находится на расстоянии 1,5 - 2 м от сечения, в котором измеряется скорость. Для проведения измерений данным способом средство измерений крепится к удлинителю, в качестве которого применяются как специальные устройства, так и различного рода предметы, имеющие указанную длину.

31. Измерение скорости рудничного воздуха способом "перед собой" используется при высоте выработки не более 2 м.

Средняя скорость рудничного воздуха в выработке определяется с учетом поправочных коэффициентов К, зависящих от применяемого способа проведения измерений:

способ "перед собой", коэффициент равен 1,14;

способ "в сечении", коэффициент определяется из выражения

K=(S-0,4)/S,

где S - площадь поперечного сечения выработки в свету, м2.

При измерении скорости средством измерений, расположенном на расстоянии не менее 1,5 м от работника, поправочный коэффициент не вводится.

32. Минимальная продолжительность проведения измерения определяется временем однократного перемещения средства измерения в сечении горной выработки по одной из схем, приведенных в настоящем приложении. При увеличении времени проведения измерения перемещение средства измерения в сечении выработки выполняется по одной схеме. Измерение скорости рудничного воздуха считается завершенным, если средство измерения было перемещено по принятой схеме в сечении выработки один или несколько раз и находится в месте, в котором было начато измерение.

Измерения скорости рудничного воздуха проводятся не менее 3 раз. Средняя скорость рудничного воздуха в выработке принимается по 3 измерениям.

33. Площади сечений горных выработок S, м2, представленных на рисунке 2 настоящего приложения, определяются:

Рис. 2. Поперечные сечения горных выработок: а - трапециевидное сечение; б - коробковый свод; в - при полуциркулярном своде; г, д - при арочной форме сечения; е - сложной формы трапециевидное сечение:

S=0,5H(a+b),

где H - высота выработки (в свету), м;

a - ширина выработки по кровле (в свету) или на уровне формирования свода крепи выработки, м;

b - ширина выработки по почве (в свету), м;

коробковый свод:

S=ah+0,78a(H-h),

где h - высота выработки (в свету) на уровне формирования свода крепи выработки, м;

при полуциркулярном своде:

,

при арочной форме сечения:

,

34. Для определения площади поперечного сечения выработки сложной формы используется метод разделения сечения на элементарные фигуры правильной формы.

35. Расход рудничного воздуха в сечении горной выработки, Q, м3/мин., определяется по формуле:

Q=60vS,

где v - средняя скорость движения рудничного воздуха в выработке, м/с.

36. Для определения производительности ВМП измерения расхода рудничного воздуха проводятся в выработке, в которой он установлен, в 5 - 10 м перед вентилятором и в 5 - 10 м за ним, считая по ходу движения воздушной струи. Производительность ВМП определяется как разность между средними значениями расхода рудничного воздуха в первом и втором пунктах измерений.

При расстоянии от места установки ВМП до устья подготовительной выработки менее 50 м и при отсутствии на данном участке выработки, в которой установлен ВМП, возможности выполнить измерение расхода рудничного воздуха производительность ВМП принимается равной расходу рудничного воздуха, измеренному в подготовительной выработке на расстоянии не более 10 м от ее устья.

37. Измерения расхода рудничного воздуха, поступающего в забой подготовительной выработки, проветриваемой ВМП, проводятся в 15 - 20 м от забоя в поперечном сечении выработки. При невозможности измерения скорости рудничного воздуха в сечении выработки расход рудничного воздуха, поступающего к забою, определяется расходом рудничного воздуха в вентиляционном трубопроводе в месте выхода вентиляционной струи из трубопровода в проветриваемую выработку.

38. При измерениях температуры и относительной влажности рудничного воздуха средства измерений располагаются:

в стволах - на расстоянии от стенки ствола. Измерения проводятся не менее чем в двух точках, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности ствола;

в наклонных и горизонтальных выработках - на расстоянии от стенки, равном 0,3 ширины выработки, и на высоте от почвы, равной 0,4 высоты выработки. Измерения проводят в двух точках с каждой стороны выработки;

в выработках после слияния вентиляционных струй температура измеряется в трех точках, находящихся на одинаковом удалении друг от друга и от боковых стенок, равном 0,25 ширины выработки, и на высоте от почвы, равной 0,4 высоты выработки;

в призабойных пространствах подготовительных выработок температура измеряется на расстоянии до 5 м от конца вентиляционного трубопровода в сторону устья в трех точках, находящихся на одинаковом удалении друг от друга и от боковых стенок, равном 0,25 ширины выработки, и на высоте от почвы, равной 0,4 высоты выработки.

Значение температуры рудничного воздуха в сечении выработки определяется как среднее значение всех измерений.

39. Порядок проведения измерения температуры и относительной влажности при кондиционировании рудничного воздуха определяется техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

40. Результаты измерений температуры, влажности и скорости воздуха фиксируются в вентиляционном журнале, оформленном по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

VI. Порядок контроля содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, оксида углерода, диоксида углерода и кислорода переносными приборами

41. Для контроля суммарных концентраций углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентраций оксида углерода, диоксида углерода и кислорода в рудничном воздухе должны использоваться переносные индивидуальные приборы контроля данных газов.

Порядок использования переносных индивидуальных приборов эпизодического или непрерывного действия определяется техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

42. В нефтяных шахтах, не опасных по газу, контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентрации оксида углерода, диоксида углерода и кислорода групповыми или индивидуальными приборами контроля осуществляется:

в призабойных пространствах подготовительных выработок;

в исходящих струях выработок, в которых ведутся работы по бурению скважин или добыче нефти;

у комбайнов в случаях, если комбайны не оборудованы встроенными автоматическими приборами контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов;

в погашаемых тупиках вентиляционных выработок.

В нефтяных шахтах, опасных по газу, контроль концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, оксида углерода, диоксида углерода и кислорода осуществляется индивидуальными или групповыми приборами:

в призабойных пространствах подготовительных выработок;

в местах работы людей в выработках с исходящей струей рудничного воздуха;

у комбайнов в случаях, если комбайны не оборудованы встроенными автоматическими приборами контроля суммарной концентрации автоматическими приборами контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов;

на электровозах;

у буровых станков;

в погашаемых тупиках вентиляционных выработок.

Групповые приборы контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентрации оксида углерода, диоксида углерода и кислорода не применяются в местах ведения горных работ:

при наличии стационарной аппаратуры контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентрации оксида углерода, диоксида углерода и кислорода;

при наличии у всех рабочих, выполняющих данные работы, индивидуальных приборов контроля.

В выработках с исходящей струей рудничного воздуха и на аккумуляторных электровозах контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов групповыми приборами не проводится при наличии у рабочих индивидуальных приборов контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов.

43. Групповые приборы для контроля суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов размещаются:

в подготовительных выработках - в 3 - 5 м от забоя на противоположной от вентиляционного трубопровода стороне выработки;

в выработках с исходящей струей воздуха из выработки, в которой ведется работа по бурению скважин или добыче нефти - в местах работы людей;

у буровых станков - на расстоянии не более 1 м от буримой скважины по направлению движения вентиляционной струи.

Контроль суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов групповыми приборами проводится в местах, в которых максимальна.

Групповые приборы контроля устанавливаются:

при наличии только метана - непосредственно под кровлей выработки;

при наличии тяжелых углеводородов и паров жидких углеводородов - у почвы выработки;

при контроле диоксида углерода - в нижней части выработки;

при контроле оксида углерода и кислорода - в середине выработки.

44. Групповые приборы контроля подвешиваются так, чтобы воздушный поток подходил со стороны, противоположной лицевой панели прибора.

45. Перечень мест и периодичность проведения контроля суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, содержания оксида углерода, диоксида углерода и кислорода в рудничном воздухе индивидуальными и групповыми приборами ежеквартально утверждается техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

46. Периодичность контроля суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, содержания оксида углерода, диоксида углерода и кислорода в рудничном воздухе индивидуальными приборами устанавливается:

для нефтяных шахт, в которых контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов осуществляется переносными автоматическими приборами, у забоев действующих тупиковых выработок, стволов, в исходящих вентиляционных струях тупиковых выработок и выработок, в которых ведется бурение и/или эксплуатация скважин - не менее одного раза в смену работником службы аэрологической безопасности;

для нефтяных шахт, в которых контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов осуществляется стационарными датчиками систем АГК, у забоев действующих тупиковых выработок, стволов, в исходящих вентиляционных струях тупиковых выработок и выработок, в которых ведется бурение и/или эксплуатация скважин - не менее 2 раз в смену работниками скважин - не менее 2 раз в смену работниками технологических участков. Одно из измерений выполняется в начале смены. Не реже одного раза в сутки контроль проводится работником службы аэрологической безопасности;

в поступающих в действующие тупиковые и добычные выработки вентиляционных струях, в тупиковых и добычных выработках, где не ведутся работы, и их исходящих струях, в горных выработках, где выделение газов не наблюдалось, в исходящих струях крыла, панели, блока, горизонта и шахты, и в прочих выработках контроль состояния рудничного воздуха осуществляется работником технологического участка и работником службы аэрологической безопасности не реже одного раза в сутки;

в машинных камерах измерения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов выполняются не реже одного раза в смену сменными работниками участков или работниками, обслуживающими камеры, и не реже одного раза в сутки работниками службы аэрологической безопасности;

для нефтяных шахт, опасных по газу, в выработках, в которых возможно образование местных скоплений углеводородных газов и паров жидких углеводородов, а также на участках выработок, опасных по слоевым скоплениям, измерения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов выполняются работниками структурных подразделений участков не менее 3 раз в смену, работниками службы аэрологической безопасности - не реже одного раза в сутки;

для нефтяных шахт, не опасных по газу, у забоев действующих тупиковых выработок, стволов, в исходящих вентиляционных струях тупиковых выработок и выработок, в которых ведется бурение и/или эксплуатация скважин, при отсутствии в данных выработках стационарных датчиков систем АГК - не менее 3 раз в смену работниками и рабочими структурных подразделений. Одно из измерений выполняется в начале смены. Не реже одного раза в сутки контроль проводится работником службы аэрологической безопасности.

47. Контроль индивидуальными приборами суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, содержания оксида углерода, диоксида углерода и кислорода в рудничном воздухе проводится в местах установки стационарных датчиков систем АГК.

48. Работник структурного подразделения, в обязанности которого входит контроль суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, содержания оксида углерода, диоксида углерода и кислорода в рудничном воздухе в течение смены, определяется руководителем структурного подразделения или лицом, им назначенным.

49. Результаты контроля индивидуальными приборами, полученные работниками технологических участков и работниками службы аэрологической безопасности, заносятся на аншлаги результатов контроля состава рудничного воздуха и в наряд-путевки, оформленные по форме, установленной организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

Аншлаги результатов контроля состава рудничного воздуха устанавливаются в призабойных пространствах подготовительных выработок, в исходящих струях подготовительных выработок и выработок, в которых ведется бурение нефтяных скважин и (или) добыча нефти, в исходящих струях крыла, панели, блока, горизонта и шахт и в поступающих на добычные участки струях.

50. Перечень участков выработок, опасных по слоевым скоплениям углеводородных газов и паров жидких углеводородов, составляется начальником службы аэрологической безопасности и работником геологической службы обособленного структурного подразделения.

В перечне участков выработок, опасных по слоевым скоплениям углеводородных газов и паров жидких углеводородов, указываются места выполнения измерений углеводородных газов и паров жидких углеводородов в целях обнаружения слоевых скоплений.

Горно-геологические и горнотехнические условия, при которых участок выработки относится к участкам, опасным по слоевым скоплениям углеводородных газов и паров жидких углеводородов, приведены в таблице N 1.

В случае изменения горно-геологических и горнотехнических условий в перечень участков выработок, опасных по слоевым скоплениям углеводородных газов и паров жидких углеводородов, в течение суток вносятся необходимые поправки и дополнения.

Таблица N 1

Горно-геологические и горнотехнические условия, при которых участок горной выработки относится к участкам, опасным по слоевым скоплениям

51. Измерения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в целях обнаружения их слоевых скоплений проводятся в местах, указанных в таблице N 2.

При наличии в подготовительных выработках суфлярных выделений газа измерения концентрации проводятся у мест суфлярных выделений и на расстоянии 20 м от них по направлению движения воздушной струи.

Таблица N 2

Места контроля за слоевыми скоплениями углеводородных газов

VII. Порядок расчета газообильности нефтяных шахт

52. Для определения газообильности нефтяных шахт, опасных по газу, определяется содержание диоксида углерода, метана, этана, пропана, изобутана, бутана, изопентана, пентана и паров жидких углеводородов.

53. Газообильность шахты определяется по результатам проведенных проверок состава рудничного воздуха и измерений его расхода.

54. Для определения газообильности используются данные измерений переносными индивидуальными приборами и данные системы АГК.

Для определения газообильности по сумме углеводородных газов и паров жидких углеводородов с использованием данных, полученных при контроле состояния рудничной атмосферы переносными или стационарными приборами контроля, суммарная концентрация углеводородных газов и паров жидких углеводородов, % (по объему), определяется по формуле:

C=0,01K,

где K - концентрация смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничном воздухе, % (от НКПР смеси);

- НКПР смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов, %.

,

где , ... - содержание каждого углеводородного газа или пара в смеси, определенное по лабораторному анализу, % (по объему);

, ... - НКПР каждого углеводородного газа или пара, %.

55. Расход смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов (далее везде просто "смесь", имея в виду под этим понятием, как смесь углеводородных газов и паров жидких углеводородов, так и чистый метан или диоксид углерода), проходившей в пункте измерения при каждом измерении, м3/мин., определяется по формуле:

I=0,01QC,

где Q - расход рудничного воздуха в пункте измерения, м3/мин;

C - концентрация смеси в рудничном воздухе в пункте измерения, %.

,

где , , ... - концентрация каждого углеводородного газа или пара в воздухе в пункте измерения по лабораторному анализу, % (по объему).

56. При использовании данных систем АГК о содержании смеси в горных выработках средний расход смеси , м3/мин., проходившего в пункте измерения в течение месяца, определяется по формуле:

,

где , - расход рудничного воздуха в пункте измерения, м3/мин.;

- средняя за сутки концентрация смеси по данным системы АГК, % (по объему);

- число измерений расхода рудничного воздуха в месяц, шт.;

- число средних за сутки значений концентрации по данным системы АГК в течение месяца, шт.

При использовании данных контроля содержания смеси переносными приборами средний расход смеси, проходящей в пункте измерения в течение месяца, определяется по формуле:

,

где - средняя за сутки концентрация смеси по данным переносных приборов, % (по объему);

- число средних за сутки значений концентрации по данным переносных приборов в течение месяца, шт.

При контроле расхода рудничного воздуха системами АГК в формулы и вместо подставляются средние за сутки значения расхода рудничного воздуха по данным систем АГК, а вместо - число средних за сутки значений расхода рудничного воздуха по данным систем АГК в течение месяца.

57. Средний расход смеси, проходившей в пункте измерения в течение года (месяца) , м3/мин., определяется по формуле:

,

где - сумма расходов смеси, определенная по результатам всех измерений, проведенных в данном пункте в течение года (месяца), м3/мин.;

n - число определений расхода смеси за год (месяц), принятое к расчету, шт.

Если при определении расхода смеси значения I=0 м3/мин., то такие измерения в расчет не принимаются.

58. Расход смеси, , м3/мин., проходившей при каждом измерении по дегазационному трубопроводу, определяется по формуле:

,

где - сумма расходов смеси, отсасываемой из добывающих скважин, добычного блока, м3/мин;

- сумма расходов смеси, отсасываемой из дегазационных скважин, м3/мин.

59. Средний расход смеси, , м3/мин., проходившей по дегазационному трубопроводу в течение года (месяца), определяется по формуле:

,

где - сумма расходов смеси, проходившей по дегазационному трубопроводу при отдельных измерениях в течение года (месяца), м3/мин.;

- число измерений в дегазационном трубопроводе в течение года (месяца), шт.

60. Средний расход смеси, выделившейся в каждую выработку или ее часть на участке между пунктами измерений, м3/мин.:

при отсутствии разветвлений или слияний вентиляционных струй между двумя крайними пунктами измерений определяется по формуле:

,

где - средний расход смеси, проходившей в пунктах измерений, расположенных в конце выработки (или ее участка), считая по ходу вентиляционной струи, м3/мин.;

- средний расход смеси, проходившей в пунктах измерений, расположенных в начале выработки (или ее участка), считая по ходу вентиляционной струи, м3/мин.;

при наличии разветвлений или слияний вентиляционных струй между крайними пунктами измерений определяется по формуле:

,

где - суммарный расход смеси, поступающей в выработку между начальными и конечными пунктами измерений, м3/мин.;

- суммарный расход смеси, уносимой из выработки ответвляющимися вентиляционными струями, расположенными между начальными и конечными пунктами, м3/мин.

61. Абсолютная и относительная газообильности шахты определяются ежемесячно.

62. Расчеты газообильностей добычных участков, крыльев, панелей, блоков, горизонтов и шахты выполняются начальником службы аэрологической безопасности.

Расчеты газообильностей добычных участков, крыльев, панелей, блоков, горизонтов нефтяной шахты хранятся на протяжении всего срока эксплуатации нефтяной шахты.

VIII. Установление группы опасности нефтяных шахт по газу

63. Для установления группы опасности нефтяных шахт по газу ежегодно в июне - июле проводятся специальные наблюдения за состоянием рудничной атмосферы.

64. Каждое наблюдение проводится при соблюдении постоянного режима работ по добыче нефти, бурению скважин и проходке горных выработок. Продолжительность проведения специальных наблюдений должна быть не менее 15 дней. Наблюдения проводятся 3 раза в сутки - по одному в каждую смену.

65. При обнаружении в рудничной атмосфере нефтяных шахт I группы опасности содержания высших углеводородных газов в количестве более 10% общего объема, принимаются меры по обеспечению безопасности работающих в шахте людей, проводятся контрольные (повторные) взятия проб рудничного воздуха и устанавливаются причины данного превышения. Если результаты повторных анализов подтверждают, что в выработках шахты имеет место превышение допустимого для I группы опасности содержания высших углеводородных газов, нефтяная шахта немедленно переводится во II группу опасности.

Перевод нефтяных шахт из II группы опасности в I проводится в том же порядке: при отсутствии в анализах рудничной атмосферы высших углеводородных газов в количестве, превышающем 10% от общего объема углеводородных газов, шахта переводится в I группу опасности.

Приложение N 17
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15.12.2020 N 534

РАЗГАЗИРОВАНИЕ ГОРНЫХ ВЫРАБОТОК, РАССЛЕДОВАНИЕ, УЧЕТ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ЗАГАЗИРОВАНИЙ

I. Мероприятия по разгазированию горных выработок

1. Разгазирование горных выработок осуществляется в соответствии с перечнем мероприятий по разгазированию горных выработок, утвержденным техническим руководителем обособленного структурного подразделения. Мероприятия по разгазированию горных выработок определяют порядок ведения работ по разгазированию и меры, обеспечивающие безопасность их выполнения:

снятие напряжения с электрооборудования и кабелей в выработках, по которым будет проходить исходящая струя, - на всем отрезке ее пути, включая исходящую струю крыла (шахты), и вывод людей из этих выработок;

выставление на свежей струе постов и запрещающих знаков в местах возможного подхода людей к выработкам, по которым при разгазировании будет проходить исходящая вентиляционная струя.

В мероприятиях по разгазированию горных выработок указываются способ разгазирования, порядок осуществления непрерывного контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов переносными приборами в исходящей вентиляционной струе загазированной выработки, места и порядок проверки суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов в выработках после окончания разгазирования.

2. Мероприятия по разгазированию горных выработок разрабатываются начальником службы аэрологической безопасности до начала проведения подготовительных выработок и согласовываются начальником проходческого участка.

3. Мероприятия по разгазированию горных выработок доводятся до сведения работников и рабочих проходческого и других участков шахты, которые ведут горные работы в данных выработках, работников службы аэрологической безопасности, работников, организующих и обеспечивающих ведение горных работ на шахте. По одному экземпляру мероприятий по разгазированию горных выработок находится у горного диспетчера нефтяной шахты и у начальника службы аэрологической безопасности.

4. Разгазирование изолированных выработок и участков проводится в нерабочие смены подразделениями ПАСФ и членами нештатного аварийно-спасательного формирования нефтяной шахты.

Мероприятия по разгазированию изолированных выработок и участков утверждаются техническим руководителем обособленного структурного подразделения и согласовываются с командиром подразделения ПАСФ, обслуживающего нефтяную шахту.

В мероприятиях по разгазированию изолированных выработок и участков приводятся:

данные о состоянии изолированных выработок, разгазирование которых проводится в соответствии с мероприятиями;

описание изолирующих сооружений;

параметры шахтной атмосферы у изолирующих сооружений и в изолированных выработках, в том числе результаты лабораторных анализов и проб;

схема проветривания горных выработок, в которых находятся изолирующие сооружения;

схема движения воздуха из разгазируемых выработок, участков;

описание вентиляционных сооружений в горных выработках, сопряженных с разгазируемыми;

схема расстановки постов и знаков, ограничивающих доступ людей в разгазируемые выработки и в выработки с исходящей вентиляционной струей из разгазируемых выработок;

схема местонахождения людей в шахте и пути их выхода на поверхность.

Мероприятия по разгазированию изолированных выработок и участков содержат порядок:

обеспечения электроснабжения шахты при ведении работ по разгазированию;

ведения работ по разгазированию изолированных выработок, участков;

контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в исходящей вентиляционной струе из разгазируемых выработок;

допуска работников в горные выработки шахты;

связи работников, выполняющих мероприятия по разгазированию, с руководителем работ по разгазированию;

применения технических средств и устройств, используемых при ведении работ по разгазированию;

обследования разгазированных выработок и контроля в них суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов;

завершения работ по разгазированию.

5. Для подготовительной выработки, проветриваемой ВМП, начальником службы аэрологической безопасности определяется контрольное время ее загазирования - время, в течение которого при отсутствии проветривания в выработке образуются скопления углеводородных газов и паров жидких углеводородов с концентрацией более 45% от НКПР смеси или 2% (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности, 1,6% (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности.

Контрольное время загазирования подготовительной выработки устанавливается при проведении опытного ее загазирования или рассчитывается с учетом фактической абсолютной газообильности выработки.

Контрольное время загазирования подготовительной выработки устанавливается ежемесячно.

Опытные загазирования не проводятся в подготовительных выработках, контрольное время загазирования которых менее 20 минут.

6. Не допускается дистанционное включение ВМП при отсутствии проветривания подготовительной выработки в течение времени, превышающего контрольное время ее загазирования.

При отсутствии проветривания подготовительной выработки в течение времени, не превышающего контрольное время ее загазирования, ВМП включается дистанционно.

7. Для выполнения мероприятий по разгазированию подготовительных выработок применяются разгазирующие устройства. Разгазирующее устройство устанавливается в вентиляционном трубопроводе в тупиковой части подготовительной выработки в 5 - 10 м от ее устья.

Для разгазирования тупиковых горных выработок используется устройство, приведенное на рисунке 1 настоящего приложения. Устройство представляет собой патрубок 1 цилиндрической или прямоугольной формы с клапаном 2, имеющим уплотнение из пористой резины.

Рис. 1. Устройство для разгазирования тупиковых горных выработок: а, б - схемы устройства; в - схема установки; 1 - патрубок; 2 - клапан; 3 - ролики; 4 - трос; 5 - ручная (электрическая) лебедка

Расход воздуха у забоя выработки регулируется изменением положения клапана 2 с помощью троса 4 и ручной (электрической) лебедки. Лебедка устанавливается в выработке со свежей струей воздуха не менее чем в 20 м от устья подготовительной выработки.

Порядок разгазирования:

обеспечивается перекрытие клапаном 2 сечения патрубка 1;

включается в непрерывную работу ВМП;

постепенно увеличивается расход воздуха, подаваемого в забой подготовительной выработки;

обеспечивается непрерывный контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов переносными приборами контроля в устье подготовительной выработки;

при суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в месте контроля 45% и более от НКПР смеси или 2% и более (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности, 1,6% и более (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности снижается расход воздуха, подаваемого в забой подготовительной выработки.

В выработках, для проветривания которых используются два и более вентиляционных трубопровода, разгазирующее устройство оборудуется на одном из них.

Первым включается ВМП, установленный на вентиляционном трубопроводе с разгазирующим устройством. Второй ВМП, установленный на вентиляционном трубопроводе, не имеющем разгазирующего устройства, включается после полного открытия клапана разгазирующего устройства при условии, что суммарная концентрация углеводородных газов и паров жидких углеводородов в устье подготовительной выработки менее 45% от НКПР смеси или 2% (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности, 1,6% (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности.

8. Руководитель работ по разгазированию горных выработок:

сообщает горному диспетчеру шахты о выполнении мероприятий и начале работ по разгазированию;

обеспечивает суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов в исходящей из загазированной выработки вентиляционной струе не более 45% от НКПР смеси или 2% (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности, 1,6% (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности;

после разгазирования горной выработки проверяет суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов в разгазированной выработке с помощью переносных приборов контроля;

принимает меры для устранения причин, вызвавших загазирование;

сообщает горному диспетчеру об окончании разгазирования и устранении причин, его вызвавших.

9. Включение ВМП при разгазировании подготовительных выработок допускается после снижения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в месте его установки до 10% от НКПР смеси или 0,5% (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности, 0,4% (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности.

10. Ведение горных работ в разгазированных выработках возобновляется по решению технического руководителя обособленного структурного подразделения после расследования причин загазирования и их устранения.

II. Расследование причин загазирования горных выработок

11. Аварийные загазирования горных выработок продолжительностью 6 часов и более расследуются в соответствии с законодательством в области промышленной безопасности.

Аварийные загазирования горных выработок продолжительностью менее 6 часов расследуются работниками обособленного структурного подразделения (нефтяной шахты) в порядке, установленном настоящим Приложением.

12. Аварийные загазирования горных выработок продолжительностью до 30 минут расследуются под руководством начальника службы аэрологической безопасности или его заместителя (помощника), продолжительностью более 30 минут, но менее 6 часов - под руководством технического руководителя обособленного структурного подразделения или его заместителя. Расследования аварийных загазирований осуществляются с участием руководителя структурного подразделения или его заместителя, в выработках которого произошло загазирование.

Аварийные загазирования горных выработок продолжительностью менее 6 часов расследуются в течение суток.

13. На нефтяных шахтах, опасных по газу, оборудованных системами АГК, на основании данных о суммарном содержании углеводородных газов и паров жидких углеводородов в горных выработках, получаемых с помощью данных систем, расследуются:

превышения суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов уставок срабатывания, независимо от их продолжительности, при которых система АГК не выполнила функцию автоматической газовой защиты - автоматического отключения электроэнергии в контролируемой выработке;

превышения значений суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, равных уставкам срабатывания плюс абсолютная погрешность датчика контроля, независимо от их продолжительности;

превышения суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, независимо от их продолжительности, зафиксированные одним датчиком 3 и более раза в течение 6 часов.

14. При расследовании аварийного загазирования горных выработок устанавливаются причины загазирования, их продолжительность, максимальная суммарная концентрация углеводородных газов и паров жидких углеводородов в загазированной выработке.

15. Результаты расследования оформляются актом расследования загазирования горных выработок, утверждаемым техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

Руководитель структурного подразделения, в выработках которого произошло загазирование, ознакомляется с результатами расследования аварийного загазирования и с мероприятиями по их предупреждению.

III. Учет загазирований

16. К учету загазирований горных выработок принимаются:

случаи превышения норм суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов;

суфлярные выделения и прорывы углеводородных газов и паров жидких углеводородов;

случаи превышения норм концентрации диоксида углерода;

случаи превышения концентрации оксида углерода, оксида азота, диоксида азота, сернистого ангидрида, сернистого водорода и других вредных газов.

17. К учету загазирований принимаются все случаи превышения норм суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, по которым было проведено расследование в соответствии с пунктами 1 - 6 настоящего Приложения.

18. Дата и время загазирования, его продолжительность и суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов в загазированной выработке принимаются по данным систем АГК и (или) на основании устной информации, поступившей от лиц, обнаруживших загазирование.

19. При отсутствии информации о суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в непроветриваемых подготовительных выработках к загазированным выработкам относятся:

в шахтах, не опасных по газу - непроветриваемые подготовительные выработки длиной более 10 м при прекращении их проветривания на 30 минут и более;

в шахтах, опасных по газу - непроветриваемые подготовительные выработки длиной более 6 м при прекращении их проветривания на 5 минут и более.

20. При одновременном загазирований нескольких горных выработок, независимо от причин, их вызвавших, к учету принимаются загазирования каждой выработки.

21. Два и более превышения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в течение 6 часов, обусловленных одной причиной, регистрируются как одно загазирование. Время загазирования выработки в данном случае принимается от времени начала первого превышения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов до времени окончания последнего превышения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов.

22. Превышения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, зарегистрированные двумя и более датчиками системы АГК в выработках добычного блока или в подготовительной выработке, вызванные одной причиной, принимаются к учету как одно загазирование.

23. Превышения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в выработках добычного блока принимаются к учету как одно загазирование.

24. Показания датчиков контроля углеводородных газов и паров жидких углеводородов, поступающие в систему АГК при проведении работ по их техническому и метрологическому обслуживанию, а также информация, поступающая от данных датчиков при нарушении их нормальной работы и (или) требований по эксплуатации системы АГК, не принимаются к учету как загазирования горных выработок.

25. Случаи нарушения нормальной работы системы АГК и требований по ее эксплуатации расследуются работниками обособленного структурного подразделения.

Причины нарушений нормальной работы системы АГК и требований по ее эксплуатации заносятся в журнал эксплуатации системы АГК.

26. Случаи превышения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, обусловленные выполнением работ по техническому и метрологическому обслуживанию системы АГК, регистрируются в журнале эксплуатации системы АГК и не расследуются.

27. Начальник службы аэрологической безопасности в течение суток регистрирует загазирования горных выработок в книге учета загазирований, суфлярные выделения углеводородных газов и паров жидких углеводородов - в книге учета суфлярных выделений углеводородных газов и паров жидких углеводородов, повышенные концентрации диоксида углерода - в книге учета повышенных концентраций диоксида углерода.

IV. Предупреждение и ликвидация загазирований в горных выработках

28. Анализ причин загазирования горных выработок проводится начальником службы аэрологической безопасности один раз в 6 месяцев.

Результаты анализа утверждаются техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

29. При анализе загазирований устанавливается:

количество загазирований, происшедших за анализируемый период на добычных участках, в том числе по причинам их возникновения;

количество случаев загазирований, происшедших за анализируемый период в подготовительных выработках, в том числе по причинам их возникновения;

средняя продолжительность загазирований добычных блоков и подготовительных выработок;

количество аварийных загазирований по видам;

частота аварийных и технологических загазирований добычных блоков и подготовительных выработок (частота загазирований - отношение количества загазирований, происшедших за период времени, к среднедействующему числу добычных блоков и тупиковых выработок соответственно);

выполнение мероприятий по предупреждению загазирования горных выработок за предшествующие 6 месяцев.

30. Результаты анализа причин загазирования выработок используются при разработке мероприятий по предупреждению загазирования горных выработок.

31. Мероприятия по предупреждению загазирования горных выработок разрабатываются начальником службы аэрологической безопасности.

В мероприятия по предупреждению загазирования горных выработок включаются способы предупреждения загазирования, предусматривающие:

изменение схемы проветривания загазированной выработки;

увеличение расхода воздуха в загазированной выработке;

снижение газовыделения в загазированную выработку.

В мероприятиях по ликвидации загазирования горных выработок при обнаружении местных и слоевых скоплений углеводородных газов и паров жидких углеводородов предусматривается:

применение технических устройств, увеличивающих скорость движения вентиляционной струи в загазированной части выработки (воздушные, водовоздушные эжекторы, вентиляторы с пневматическим или гидравлическим приводом, взвихривающие трубопроводы, наклонные щитки, вентиляционные перемычки);

увеличение скорости воздуха.

32. Порядок применения способов предупреждения и ликвидации загазирования устанавливается организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

Приложение N 18
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ СКОРОСТИ ВОЗДУХА В ГОРНЫХ ВЫРАБОТКАХ НЕФТЯНЫХ ШАХТ

Приложение N 19
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ПЛАНОВЫХ ПРАКТИЧЕСКИХ ПРОВЕРОК АВАРИЙНЫХ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ РЕЖИМОВ, ПРЕДУСМОТРЕННЫХ ПЛАНОМ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ НА ОПО (НЕФТЯНОЙ ШАХТЕ)

I. Общие положения

1. Плановая практическая проверка аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, проводится в целях определения возможности осуществить пропуск вентиляционной струи в горных выработках нефтяной шахты по реверсивной схеме проветривания и по другим схемам проветривания, предусмотренным планом мероприятий.

2. Плановая практическая проверка аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, проводится 2 раза в год в летний и зимний периоды при разработке плана мероприятий, при изменениях схем проветривания шахты, крыла, горизонта, при замене ВГП.

3. При проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, определяются показатели работы ВГП в реверсивном режиме, распределение воздуха и содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов в выработках нефтяной шахты при реверсивном режиме проветривания.

Показатели работы ВГП в нормальном режиме, распределение воздуха и суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов в выработках нефтяной шахты при нормальном режиме проветривания определяются при проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, до перевода ВГП в реверсивный режим работы и после его перевода в нормальный режим работы.

При других аварийных режимах проветривания нефтяной шахты, применение которых позволяет реализовать все схемы проветривания, предусмотренные планом мероприятий (специальные режимы проветривания), направление движения, расход воздуха и суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов определяются только в выработках, для которых предусмотрен аварийный режим проветривания.

4. При проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, проверяется исправность и действие реверсивных, переключающих и герметизирующих устройств ВГП.

Проверка исправности реверсивных, переключающих и герметизирующих устройств проводится при остановленных вентиляторах без пуска их на реверсивный режим с переходом с одного вентилятора на другой.

Контроль состояния реверсивных, переключающих и герметизирующих устройств осуществляется главным механиком обособленного структурного подразделения или лицом, им назначенным.

II. Реверсирование вентиляционной струи

5. План проведения плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий (далее - план проверки аварийных вентиляционных режимов), утверждается техническим руководителем обособленного структурного подразделения и согласовывается командиром подразделения ПАСФ, обслуживающего нефтяную шахту. План проверки аварийных вентиляционных режимов направляется в территориальный орган Ростехнадзора и в подразделение ПАСФ, обслуживающее шахту.

6. План проверки аварийных вентиляционных режимов разрабатывается с использованием компьютерных расчетов математической модели вентиляционной сети шахты.

В плане проверки аварийных вентиляционных режимов содержатся:

порядок и режимы работы ВГП;

места контроля суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов и проведения измерений расхода воздуха в выработках, в которых планом мероприятий предусмотрено реверсирование вентиляционной струи;

перечень вентиляционных сооружений, для которых определяются утечки воздуха при реверсировании вентиляционной струи.

7. Плановая практическая проверка аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, проводится под руководством технического руководителя обособленного структурного подразделения.

8. Число людей, необходимых для проведения плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, и их местонахождение в шахте устанавливаются техническим руководителем обособленного структурного подразделения в соответствии с планом проверки аварийных вентиляционных режимов.

9. Время реверсирования вентиляционной струи устанавливается не менее времени, необходимого для выхода людей из наиболее удаленной выработки в выработки со свежей струей воздуха или на поверхность.

10. При проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, в выработках, в которых планом мероприятий предусмотрено реверсирование вентиляционной струи, измеряется расход воздуха и суммарная концентрация углеводородных газов и паров жидких углеводородов.

Измерения проводятся переносными приборами с интервалом 10 - 15 минут, начиная с момента изменения направления движения воздушной струи в выработке до момента достижения в ней суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов 45% от НКПР смеси или 2% (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности по углеводородным газам, 1,6% (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности по углеводородным газам или до окончания режима реверсирования.

В выработке при суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов 40% от НКПР смеси или 1,7% (по объему) - в нефтяных шахтах I группы опасности по углеводородным газам, 1,3% (по объему) - в нефтяных шахтах II группы опасности по углеводородным газам одновременно с измерениями проводится отбор проб шахтного воздуха для проверки его состава.

Измерения расхода воздуха, суммарных концентраций углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентраций диоксида углерода и других вредных газов проводятся работниками службы аэрологической безопасности.

Отбор проб для проверки его состава проводится работниками ПАСФ в присутствии работников службы аэрологической безопасности в местах, определенных техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

Проверка состава воздуха выполняется в газоаналитических лабораториях ПАСФ.

11. В выработках, в которых проводятся измерения расхода воздуха и суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, работниками обособленного структурного подразделения, участвующими в проведении реверсирования, устанавливается время изменения направления движения вентиляционной струи.

12. Контроль и надзор за соблюдением требований промышленной безопасности при проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, осуществляют представители территориального органа Ростехнадзора.

13. При проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, контролируется состояние электродвигателей ВГП. Не допускается эксплуатация электродвигателя ВГП в режиме перегрузки.

14. При проведении плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, электроэнергия в нефтяной шахте отключается.

Порядок снабжения электроэнергией зданий поверхностного комплекса нефтяной шахты, зданий ВГП, установок шахтного подъема и водоотлива определяется при разработке плана проведения проверки аварийных режимов проветривания и утверждается организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения.

15. После проведения плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, работники службы аэрологической безопасности проверяют суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов и содержание диоксида углерода в выработках шахты. Проверка проводится не ранее чем через 30 минут после восстановления нормального режима проветривания нефтяной шахты.

Разрешение на проведение работ по разгазированию подготовительных выработок дается техническим руководителем обособленного структурного подразделения. Работы по разгазированию подготовительных выработок проводятся при суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в местах установки вентиляторов местного проветривания и электроустановок, обеспечивающих их электроснабжение, в пределах допустимых норм. Решение об окончании проведения плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий, и возобновлении горных работ принимается техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

16. Акт плановой практической проверки аварийных вентиляционных режимов, предусмотренных планом мероприятий (далее - акт), утверждается техническим руководителем обособленного структурного подразделения и направляется в территориальный орган Ростехнадзора и в подразделения ПАСФ, обслуживающие нефтяную шахту. К акту прилагаются схемы проветривания шахты в реверсивных и аварийных режимах. Акт хранится на участке аэрологической безопасности не менее 1 года.

17. По результатам проведения реверсирования вентиляционной струи начальник службы аэрологической безопасности разрабатывает схемы проветривания шахты в реверсивных и аварийных режимах. Схемы проветривания шахты в реверсивных и аварийных режимах утверждаются техническим руководителем обособленного структурного подразделения и хранятся на участке аэрологической безопасности в течение года.

Приложение N 20
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ ПЛАНОВ НЕФТЯНЫХ ШАХТ

I. Общие положения

1. Вентиляционный план составляется начальником службы аэрологической безопасности и утверждается техническим руководителем обособленного структурного подразделения.

2. Вентиляционный план состоит из графической и текстовой частей.

Графическая часть вентиляционного плана состоит из:

схемы вентиляции нефтяной шахты, включая схемы вентиляционных каналов ВГП и ВВУ;

схемы вентиляционных соединений.

Текстовая часть вентиляционного плана состоит из:

результатов расчета математической модели шахтной вентиляционной сети на начало рассматриваемого периода;

пояснительной записки к вентиляционному плану;

мероприятий по обеспечению проветривания шахты.

3. Вентиляционный план составляется в соответствии с фактическим состоянием горных работ.

Вентиляционный план корректируется начальником службы аэрологической безопасности в течение суток после начала и окончания проведения подготовительных выработок, изменения направления их проведения, возведения и демонтажа вентиляционных устройств, изолирующих сооружений, противопожарных арок и перемычек, изменения мест установки ВМП, режимов работы ВГП и ВВУ, направления движения вентиляционных струй.

II. Составление и ведение графической части вентиляционного плана

4. На схему вентиляции нефтяной шахты наносятся:

Для ВГП и ВВУ: указываются их типы, фактические и расчетные подачи (производительности), фактические и расчетные давления и возможность реверсирования;

воздухоохладительные устройства с указанием их типа и фактической холодопроизводительности;

калориферные установки с указанием системы калориферов и поверхности нагрева;

вентиляционные устройства;

изолирующие сооружения;

противопожарные арки и перемычки;

направление движения воздуха по горным выработкам: направление движения свежей вентиляционной струи указывается стрелкой красного цвета, исходящей вентиляционной струи - синего;

места измерений расхода воздуха с указанием номера измерительной станции, площади поперечного сечения выработки, скорости движения воздуха и его фактического расхода;

для ВМП указываются их типы, фактические подачи, давления и расходы воздуха в выработках перед ВМП;

для вентиляционных трубопроводов указываются их диаметры;

стационарные датчики системы АГК с указанием уставки срабатывания;

телефоны.

5. На схеме вентиляции нефтяной шахты указываются:

расчетный и фактический расход воздуха, поступающего в шахту, на крылья, панели, блоки и горизонты;

расчетный и фактический расход воздуха, исходящего из шахты, с крыльев, панелей, блоков и горизонтов;

расчетный и фактический расход воздуха, поступающего в добычные блоки;

расчетный и фактический расход воздуха, исходящего из добычных блоков;

расчетный и фактический расход воздуха, поступающий в забои подготовительных выработок, а также к местам установки ВМП;

расчетный и фактический расход воздуха, исходящего из подготовительных выработок;

расчетные и фактические внешние утечки воздуха;

расчетные и фактические внутренние утечки воздуха;

расчетный и фактический расход воздуха для проветривания камер и поддерживаемых выработок;

фактическая скорость воздуха в добычных и тупиковых выработках.

На схему вентиляции шахты расчетный расход воздуха наносится красным цветом, фактический - черным.

Для фактического расхода воздуха указывается дата его измерения.

Размещение данных, предусмотренных настоящим пунктом, в таблицах на стандартных листах бумаги формата A3 или A4 проводится по решению технического руководителя обособленного структурного подразделения.

Данные, размещенные в таблицах на стандартных листах бумаги формата A3 или A4, на схеме вентиляции шахты не указываются.

6. На схеме вентиляции нефтяной шахты в табличном виде приводятся следующие данные:

группа опасности нефтяной шахты по углеводородным газам;

абсолютная газообильность шахты;

относительная газообильность шахты;

расчетный и фактический расход воздуха, поступающего в шахту;

расчетные и фактические абсолютные и относительные утечки воздуха;

категория шахты по устойчивости проветривания;

определенные лабораторным путем объемный (в % по объему) и массовый (мг/л) составы смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов, которая может выделяться в рудничный воздух нефтяной шахты при температуре ниже 27,85 °C, и в интервале температур с 27,85 °C до 36,07 °C;

опасность по пыли;

7. На схеме вентиляционных соединений указываются:

номера узлов;

номера ветвей.

При нанесении узлов и ветвей на схему вентиляции схема вентиляционных соединений не составляется.

8. Результаты расчета математической модели шахтной вентиляционной сети на начало рассматриваемого периода оформляются в виде таблиц.

III. Составление текстовой части вентиляционного плана

9. Пояснительная записка составляется ежегодно при подготовке плана (производственной программы) развития горных работ.

10. Пояснительная записка содержит следующие данные:

перечень пластов-коллекторов и вмещающих их пород, по которым в процессе эксплуатации выявлены склонность к самовозгоранию, к динамическим явлениям, и опасность по пыли;

абсолютная и относительная газообильности шахты;

ожидаемые и фактические абсолютные газообильности подготовительных выработок и добычных блоков;

описание способа и схемы проветривания шахты;

расчетный и фактический расход воздуха для проветривания нефтяной шахты;

параметры и характеристики работы ВГП и ВВУ;

перечень подготовительных выработок, проветриваемых ВМП, типы применяемых ВМП;

количество добычных блоков, подлежащих проветриванию (отдельно в проходке, обустройстве и эксплуатации);

количество случаев загазирования выработок добычных блоков и тупиковых выработок в календарном году, предшествующем году, на который составляется пояснительная записка, анализ причин загазирования и меры по предотвращению загазирования.

В описании параметров и характеристик работы ВГП и вспомогательных вентиляторных установок приводятся следующие данные:

типы ВГП и ВВУ, в том числе рабочих и резервных;

фактическая подача и давление ВГП и ВВУ;

максимально возможная подача ВГП и ВВУ при работе на существующую вентиляционную сеть нефтяной шахты;

частота вращения рабочих колес;

углы установки лопаток рабочего колеса, направляющего и спрямляющего аппаратов;

возможность и способ перевода ВГП и ВВУ в реверсивный режим проветривания.

Фактические подача и давление ВГП и ВВУ наносятся на графики зависимости расхода вентилятора от давления (далее - аэродинамические характеристики). Максимально возможная подача ВГП и ВВУ при работе на существующую вентиляционную сеть шахты определяется графически по их аэродинамическим характеристикам.

11. Схема вентиляционных соединений и результаты расчета математической модели шахтной вентиляционной сети включаются в пояснительную записку.

12. Мероприятия по обеспечению проветривания нефтяной шахты составляются ежегодно при подготовке плана (производственной программы) развития горных работ.

13. При разработке мероприятий по обеспечению проветривания нефтяной шахты используются результаты математического моделирования проветривания шахты.

14. В мероприятиях по обеспечению проветривания нефтяной шахты приводятся данные о результатах расчета расхода воздуха, необходимого для проветривания в начале планируемого периода и на этапе с наиболее трудными условиями проветривания.

В мероприятиях по обеспечению проветривания нефтяной шахты приводятся фактические показатели, характеризующие состояние проветривания: расход воздуха в выработках добычных блоков и в подготовительных выработках, внутренние и внешние утечки воздуха, аэродинамическое сопротивление шахтной вентиляционной сети, газообильность горных выработок и результаты расчетов математической модели шахтной вентиляционной сети, показывающие необходимость реализации предусматриваемых мероприятий.

При разработке мероприятий по обеспечению проветривания шахты предусматриваются:

изменения схемы проветривания шахты, позволяющие обеспечить обособленное проветривание горных выработок добычных блоков и подготовительных выработок;

снижение внутренних и внешних утечек воздуха;

снижение аэродинамического сопротивления горных выработок;

замена ВГП;

сокращение протяженности вентиляционных выработок, проведение вентиляционных шурфов, скважин, применение фланговых схем проветривания;

эпизодическую, по графику, работу людей в выработках с температурой выше 26 °C.

Приложение N 21
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

ПОРЯДОК ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРЕНОСНЫХ И СТАЦИОНАРНЫХ АВТОМАТИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ КОНТРОЛЯ СОДЕРЖАНИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ ГАЗОВ

1. В нефтяных шахтах контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов переносными автоматическими приборами должен осуществляться:

в призабойных пространствах тупиковых выработок длиной до 50 м, а при отсутствии электроэнергии - независимо от их длины;

в местах работы людей в выработках с исходящей струей воздуха на пластах с суфлярным выделением газа;

у выемочных машин на участках, опасных по суфлярным выделениям газа;

на электровозах.

2. Переносные автоматические приборы контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов размещаются:

в нефтяных шахтах I группы опасности:

в тупиковых выработках - на расстоянии не более 30 см от кровли, в 3 - 5 м от забоя на противоположной стороне от вентиляционного трубопровода;

на исходящих струях добычных или разбуриваемых участков - у кровли выработки в местах работы людей;

в нефтяных шахтах II группы опасности - в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителя и мероприятиями, утвержденными техническим руководителем организации (шахта).

3. Переносные автоматические приборы контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов подвешиваются таким образом, чтобы воздушный поток подходил со стороны, противоположной лицевой панели прибора.

4. В нефтяных шахтах контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничной атмосфере осуществляется стационарными автоматическими приборами:

в призабойных пространствах и в исходящих струях тупиковых выработок длиной более 50 м, в которых применяется электроэнергия. При наличии в тупиковой части выработки передвижных подстанций - у подстанций;

в исходящих струях участков, опасных по суфлярным выделениям газа;

в исходящих струях выработок (участков), где ведется бурение нефтяных скважин и/или добыча нефти.

5. Датчики стационарных автоматических приборов контроля устанавливаются:

в исходящих струях тупиковых выработок - на расстоянии 10 - 20 м от устья выработки;

в призабойном пространстве тупиковых выработок - под кровлей на расстоянии 3 - 5 м от забоя на стороне, противоположной вентиляционному трубопроводу;

у передвижных подстанций - на расстоянии 10 - 15 м от подстанции в сторону забоя;

у ВМП с электрическими двигателями - на расстоянии не менее 10 м от вентилятора со стороны забоя тупиковой выработки;

в исходящих струях участков, опасных по суфлярным выделениям газа;

в исходящих струях выработок, где ведется бурение нефтяных скважин и/или добыча нефти.

Приложение N 22
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

МАКСИМАЛЬНАЯ СКОРОСТЬ ПОДЪЕМА И СПУСКА ЛЮДЕЙ И ГРУЗОВ ПО ВЕРТИКАЛЬНЫМ И НАКЛОННЫМ ГОРНЫМ ВЫРАБОТКАМ

Приложение N 23
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

ВЕЛИЧИНА СРЕДНЕГО ЗАМЕДЛЕНИЯ ПОДЪЕМНОЙ УСТАНОВКИ ПРИ ПОДЪЕМЕ РАСЧЕТНОГО ГРУЗА

Приложение N 24
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАЗОРЫ МЕЖДУ МАКСИМАЛЬНО ВЫСТУПАЮЩИМИ ЧАСТЯМИ ПОДЪЕМНЫХ УСТРОЙСТВ СТАЦИОНАРНЫХ ПОДЪЕМНЫХ УСТАНОВОК, КРЕПЬЮ И РАССТРЕЛАМИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТВОЛАХ

Приложение N 25
к федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности", утвержденным
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от от 15.12.2020 N 534