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 Москва 15 декабря 2020 г. № 534 Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" Зарегистрирован Минюстом России 29 декабря 2020 г. Регистрационный № 61888 В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348, 2020, № 27, ст. 4248), приказываю: 1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности". 2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г. Руководитель А.В.Алешин Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 г. № 534 ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" I. Общие положения 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2020, № 50 (часть III), статья 8074). 2. Настоящие Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий и инцидентов на ОПО нефтегазодобывающих производств и на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих ОПО нефтегазодобывающих производств (далее - эксплуатирующая организация), к локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО: бурения и добычи: опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных), специальных (поглощающих, водозаборных), йодобромных, бальнеологических и других скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа и газового конденсата, газа метаноугольных пластов, теплоэнергетических, промышленных и минеральных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов (далее - скважины); обустройства месторождений для сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти, газа и газового конденсата; морских объектах нефтегазодобывающих производств; разработки нефтяных месторождений шахтным способом. 3. Правила предназначены для применения при: эксплуатации, проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, консервации и ликвидации ОПО нефтегазодобывающих производств; изготовлении, монтаже, обслуживании и ремонте технических устройств, применяемых на ОПО. 4. Требования пожарной безопасности к ОПО устанавливаются Федеральным законом от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 30, ст. 3579; 2018, № 53, ст. 8464). 5. Список используемых сокращений приведен в приложении № 1 к настоящим Правилам. II. Организационно-технические требования 6. Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатываются ПЛА в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 15 сентября 2020 г. № 1437 (Собрание законодательства Российской Федерации, 21 сентября 2020 г., № 38, ст. 5904). Для обеспечения безопасности при проведении работ по бурению, освоению, реконструкции и ремонту скважин подрядные организации заключают договоры с аварийно-спасательными формированиями на выполнение комплекса работ по противофонтанной безопасности. 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. 8. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность (газоопасных, огневых и ремонтных работ), должно осуществляться по наряду-допуску. Перечень работ, осуществляемых по нарядам-допускам, порядок оформления нарядов-допусков, а также списки лиц, ответственных за выдачу и утверждение нарядов-допусков, за подготовку и проведение работ повышенной опасности, утверждаются руководителем 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. 32. На каждый технологический процесс на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата проектной (или эксплуатирующей) организацией должен составляться технологический регламент. Порядок подготовки ТР представлен в главе LVII настоящих Правил. Допускается разрабатывать технологический регламент на ОПО в целом или на группу ОПО, если они являются составной частью единого технологического комплекса. 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 36. В документацию по обустройству нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений включаются организационные и инженерные решения: по предотвращению разгерметизации оборудования и выбросов опасных веществ в количествах, создающих угрозу работникам и окружающей среде; по установке систем контроля химической обстановки, обнаружению взрывоопасных концентраций опасных веществ; по предупреждению развития и локализации аварий, связанных с выбросами (сбросами) опасных веществ и газодинамическими явлениями (внезапные выбросы газа); по обеспечению безопасности работников; по установке систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и безаварийной остановки производственных процессов; по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и систем управления производственными процессами, безопасности находящихся в них работников и возможности управления процессами при авариях; по созданию резервных источников энергоснабжения, вентиляции и водоснабжения, систем связи и материалов для ликвидации последствий аварий на объекте; по системам физической защиты и охраны ОПО от постороннего вмешательства, обустройству и расположению контрольно-пропускных пунктов, которые должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра, а также по системам оповещения об авариях; по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на объекте аварийно-спасательных служб и формирований; расчеты уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта. 37. Расположение объектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений определяется с учетом требований, содержащихся в приложениях № 2 и № 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. 39. Объекты обустройства месторождений должны включать в себя: автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания работников на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом; многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций; герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов, их утилизацию из мест аварийных утечек; необходимые технические средства, автономную систему аварийной связи и оповещения, обеспечивающие оперативное информирование работающих и население о возможной опасности; необходимые технические средства автоматизированной системы контроля воздушной среды в целях обеспечения безопасных условий труда и раннего обнаружения возможных аварийных выбросов; обеспечение работающих в опасных зонах индивидуальными газоанализаторами (газосигнализаторами, дозаторами) для контроля воздушной среды рабочей зоны, индивидуальными и коллективными средствами защиты от вредных веществ. 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. 68. ОПО при поиске, разведке, добыче и обустройстве нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сернистый водород и другие вредные вещества, должны быть идентифицированы по классам опасности возможных выбросов и утечек паров и газов в атмосферу. Для таких ОПО должны быть установлены: возможность образования на объектах (в том числе при аварийных ситуациях) загазованных зон с концентрацией вредных веществ, превышающей предельно допустимые санитарные нормы; границы этих зон, а также локальные участки с опасной концентрацией сернистого водорода; возможность и интенсивность СКР металла оборудования и технических средств, контактирующих с агрессивной средой, с учетом параметров и критериев, приведенных в таблицах № 1 и № 2 приложения № 4 к настоящим Правилам; необходимые мероприятия и уровень защиты при ведении работ в условиях потенциальной и реальной угроз безопасности работников. 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. 71. В организациях, которые имеют подземные коммуникации (например, кабельные линии, нефтепроводы, газопроводы), руководителем организации или уполномоченным им лицом должны быть утверждены схемы фактического расположения этих коммуникаций. Пересмотр схем фактического расположения коммуникаций осуществляется в случае их изменения (ввод в эксплуатацию новых, реконструкция, ликвидация). Подземные коммуникации на местности обозначаются указателями, располагаемыми по трассе и в местах поворотов. 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. 73. К ПТ относятся: а) для нефтяных и газонефтяных месторождений: выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до измерительных установок, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин; нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от измерительных установок до узлов дополнительных работ ДНС и УПСВ (нефтегазопроводы); газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей; нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и ДНС до ЦПС; газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи; газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи; трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин; нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта; газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа; ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений; деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам ДНС и УПСВ; газопроводы от УКПГ/УППГ до газоперерабатывающего завода и (или) завода СПГ; конденсатопроводы от УКПГ/УППГ до газоперерабатывающего завода и (или) завода СПГ; ингибиторопроводы от складов хранения ингибитора до УКПГ/УППГ; межпромысловые трубопроводы; б) для ПХГ - трубопроводы между площадками отдельных объектов ПХГ; в) для газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений: газопроводы-шлейфы от одиночных скважин или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры или установок подготовки шлама); газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин; трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата; трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений; трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи воды в скважины для закачки в поглощающие пласты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин; метанолопроводы; нефтегазоконденсатопроводы. Настоящие Правила не распространяются на: трубопроводы для магистрального транспорта; трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100°C; газопроводы сетей газораспределения и газопотребления; технологические внутриплощадочные трубопроводы, в том числе ингибиторопроводы, метанолопроводы, деэмульгаторопроводы от блоков подачи химреагентов; задавочные линии и линии сброса на факел. 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. 76. Применяемые средства защиты от возможных видов коррозии должны обеспечивать безаварийное (по причине коррозии) функционирование ПТ в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией (документацией). Способы и средства противокоррозионной защиты должны обеспечивать защиту от внешней (атмосферной) и подземной коррозии, коррозии блуждающими и индуцированными токами, внутренней коррозии (ингибиторная защита, внутренние защитные покрытия, коррозионностойкие стали). 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 80. Объекты сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и газового конденсата оснащаются: сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа; системой автоматического контроля положения уровня жидкости и давления в сепараторах, отстойниках и резервуарах; системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением. 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 97. Для обеспечения строительства, реконструкции, капитального ремонта, технического перевооружения, консервации и ликвидации организация, эксплуатирующая ОПО: передает подрядчику для производства работ утвержденную ею проектную документацию на строительство, реконструкцию или документацию на капитальный ремонт, техническое перевооружение, консервацию, ликвидацию в объеме, необходимом для выполнения работ подрядчика и привлеченных организаций; проверяет наличие необходимых разрешительных документов у исполнителей работ; оборудования и материалов; обеспечивает контроль наличия документов подтверждения соответствия применяемых технических устройств и материалов; обеспечивает контроль качества применяемых технических устройств и материалов; обеспечивает проведение строительного и производственного контроля выполнения работ подрядчиками и привлеченными организациями. 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 99. В целях обеспечения качества конструкций, изделий и материалов на всех этапах выполнения работ при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ПТ должен быть организован входной контроль материалов и оборудования, а также контроль качества выполнения работ и всех технологических операций. Результаты контроля должны быть документированы. 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. 106. При гидравлических испытаниях на прочность и проверке на герметичность должны применяться испытательные среды (вода и другие негорючие жидкости), а при пневматических испытаниях - газообразные среды (воздух, инертный газ). Применение газообразных рабочих сред должно быть обосновано в проектной документации на проведение испытаний. 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. 121. После завершения работ и испытания подводный трубопровод подвергается проверке по всей трассе. Повторная проверка подводного трубопровода проводится в срок не позднее одного года с начала эксплуатации, последующие проверки проводятся с определенной при проектировании периодичностью, но не реже чем раз в 8 лет. Объемы и методы проверок определяются при проектировании трубопроводов. Проверка трубопровода методом подводного видеонаблюдения, в том числе в засыпанной траншее, на предмет обнаружения утечек нефти или газа, загрязнения поверхности дна является обязательной. 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. 123. Приемка ОПО МНГК или их составляющих, на которых закончены строительно-монтажные и пусконаладочные работы на месте эксплуатации, проводится комиссией, назначенной приказом эксплуатирующей организации, с оформлением акта приемки, утверждаемого руководителем эксплуатирующей организации, при наличии: актов приемо-сдаточных (периодических) испытаний основного и вспомогательного оборудования; документов, подтверждающих соответствие технических устройств требованиям промышленной безопасности; работников, имеющих соответствующую квалификацию, аттестацию в области промышленной безопасности и документы на право работы в морских условиях. 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. 128. Эксплуатация технических устройств и инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления и приборы), а также с отклонением от рабочих параметров, установленных изготовителем, не допускается. Дальнейшая эксплуатация допускается после устранения выявленных недостатков. 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. 133. Ячейки распределительного устройства ОПО, рассчитанные на напряжение 6 кВ, должны быть оборудованы запорным устройством и блокировкой, исключающей возможность: проведения операций с разъединителем при включенных масляном, вакуумном, электрогазовом выключателях или высоковольтном контакторе; включения разъединителя при открытой задней двери ячейки; открывания задней двери при включенном разъединителе. 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. 137. Для определения технического состояния заземляющего устройства должны производиться: измерение сопротивления заземляющего устройства; измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения), проверка наличия цепи между заземляющим устройством и заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством; измерение токов короткого замыкания электроустановки, проверка состояния пробивных предохранителей; измерение удельного сопротивления грунта в районе заземляющего устройства. Измерения должны выполняться в период наибольшего высыхания грунта (для районов вечной мерзлоты - в период наибольшего промерзания грунта) не менее одного раза в год. Так же должна проводиться проверка цепи "фаза-ноль" в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали (с составлением протокола испытаний). Результаты измерений оформляются протоколами. 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. 140. ОПО должны быть обеспечены переносными светильниками. Для питания переносных (ручных) электрических светильников в помещениях с повышенной опасностью и в особо опасных помещениях должно применяться напряжение не выше 50 В, а при работах в особо неблагоприятных условиях и в наружных установках - не выше 12 В. 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 № 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 № 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. 157. Закрытое помещение, непосредственно сообщающееся с помещением с зоной 0, относится к помещениям с зоной 1 при следующих условиях: доступ осуществляется через самозакрывающиеся газонепроницаемые двери, открывающиеся в направлении пространства зоны 1; вентиляция обеспечивает избыточное давление по отношению к зоне 0; предусмотрена сигнализация на посту управления с постоянной вахтой, срабатывающая при прекращении действия вентиляции. 158. Закрытое помещение, непосредственно сообщающееся с зоной 0, считается взрывобезопасным при следующих условиях: доступ осуществляется через двойные самозакрывающиеся газонепроницаемые двери, образующие воздушный тамбур-шлюз, в котором создается подпор воздуха механической приточной вентиляцией; вентиляция обеспечивает избыточное давление по отношению к взрывоопасному пространству; предусмотрена сигнализация в посту управления с постоянной вахтой, срабатывающая при прекращении действия вентиляции. 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. 160. Закрытое помещение, непосредственно сообщающееся с зоной 1, считается взрывобезопасным при следующих условиях: доступ осуществляется через самозакрывающиеся газонепроницаемые двери, открывающиеся в безопасную зону; вентиляция обеспечивает избыточное давление по отношению к взрывоопасному пространству; предусмотрена сигнализация на посту управления с постоянной вахтой, срабатывающая при прекращении действия вентиляции. 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. 163. Датчики контроля концентрационных пределов распространения пламени должны устанавливаться: в местах забора воздуха для вентиляции помещений ОПО МНГК; у каждого насоса, перекачивающего ЛВЖ; в помещении, в котором установлены насосы для перекачки бурового раствора; в районе устья скважины на высоте не более 0,5 м над полом; над открытой емкостью для бурового раствора - на расстоянии не более 0,2 м над ее верхней кромкой, а также рядом с емкостью на высоте 0,5 м над полом; у вибросита - на расстоянии не более 1 м от него, на высоте не более 0,5 м над ним; у технологических аппаратов - в местах возможных источников выделений паров и газов на высоте не более 0,5 - 0,7 м над источником для нефтяных газов и на высоте 0,5 м над полом для паров нефти; у секции газораспределительных батарей - не менее чем в двух точках помещения на высоте не более 0,5 - 0,7 м над источником; в складских помещениях для хранения ЛВЖ и горючих газов - не менее одного в помещении; под рабочей площадкой буровой - в районе отклонителя потока бурового раствора на расстоянии не более 1 м от него; у каждого воздухозаборника дизель-генераторов; внутри ледовой защиты бурового райзера (при наличии); в блоке приготовления, хранения и обработки бурового раствора на высоте не более 0,5 м над полом. 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 165. На ОПО МНГК предусматривается бесперебойное электрообеспечение. Энергетические установки ОПО МНГК должны обеспечивать: энергоснабжение потребителей при бурении, добыче, подготовке и транспорте нефти и газа (главная энергоустановка); возможность резервной подачи электроэнергии к потребителям при бурении, добыче, подготовке и транспорте нефти и газа (вспомогательная энергоустановка); энергоснабжение потребителей, обеспечивающих борьбу за жизнь, спасение и эвакуацию работников, а также для проведения проверок, подготовки и ввода в действие вспомогательной или главной энергоустановки после аварий (аварийная энергоустановка). 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. 176. Не реже одного раза в 6 месяцев кабельные сети осматриваются, при этом проверяются: качество крепления кабелей; целостность защитной оболочки кабеля; состояние заземления металлической оплетки кабеля; оболочки освинцованного кабеля и трубы, в которой проложен кабель; наличие маркировки на кабеле; качество консервации резервных жил кабеля; отсутствие загрязнений в местах прокладки кабеля; состояние противокоррозионного покрытия кабеля с металлической оплеткой. 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. 191. Металлические части электрического оборудования, металлические оплетки (оболочки) кабелей, металлические конструкции для крепления токоведущих частей и другие конструкции ОПО МНГК, которые не находятся под напряжением, но доступны для прикосновения в условиях эксплуатации, заземляются, за исключением: электрического оборудования, питаемого током безопасного напряжения; корпусов специально изолированных подшипников; цоколей патронов и крепежных элементов люминесцентных ламп, абажуров и отражателей; кожухов, прикрепленных к патронам, изготовленным из изоляционного материала или ввинченным в такой материал; крепежных элементов кабеля; одиночных потребителей напряжением до 250 В, получающих питание от разделяющего трансформатора. 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. 193. Определение технического состояния заземляющего устройства выполняется раз в год, при этом проводится: внешний осмотр видимой части заземляющего устройства; осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (отсутствие обрывов и неудовлетворительных контактов в проводнике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством), а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов; измерение сопротивления заземляющего устройства; проверка цепи "фаза-ноль"; проверка надежности соединений естественных заземлителей. Результаты проверки заносятся в журнал проверки заземляющих устройств в письменном или электронном виде и оформляются актом. 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. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2018, № 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". 208. На ОПО МНГК должны находиться следующие документы, обязательные для изучения работниками в объеме своих должностных обязанностей: технологические регламенты; инструкции или планы по безопасному ведению работ или операций; руководства или инструкции по безопасной эксплуатации оборудования или ОПО МНГК в целом; правила внутреннего распорядка; расписание по тревогам; ПЛА; инструкция по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов (при выполнении буровых работ, ремонте и эксплуатации скважин). 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. 227. На ПБУ с динамической системой позиционирования и (или) с якорной системой удержания постоянно регистрируются и контролируются: скорость и направление ветра; параметры бортовой, килевой и вертикальной качки; рыскание (повороты вокруг вертикальной оси); горизонтальное смещение; осадка судна; угол наклона бурового райзера; высота волны; скорость течения. 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. 231. При прямых признаках ГНВП необходимо герметизировать устье скважины согласно ПЛА и принять меры по глушению скважины: - начальник ПБУ сообщает о случившемся руководству эксплуатирующей организации; - на ПБУ организуется наблюдение за возможным образованием грифонов; - в случае возникновения грифонов в районе расположения ПБУ и создания угрозы для ПБУ начальник ПБУ совместно с капитаном срочно принимают меры для отхода ПБУ с точки производства работ. Всеми работами по герметизации и отсоединению от устья скважины руководит начальник 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. 271. Перед испытанием и освоением скважин необходимо: проверить комплектность и готовность средств пожаротушения и спасательных средств; проверить узлы крепления и стрелы факела, системы трубопроводов устройства для сжигания продукции скважины; проверить системы поджигания горелок и исправность дистанционного устройства по поджиганию факела; опрессовать сепаратор с обвязкой, а также систему трубопроводов устройства для сжигания продукции скважины; поджечь дежурную горелку факела. 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 285. Рабочий проект производства буровых работ индивидуальный или групповой (далее - рабочий проект) разрабатывается: на бурение отдельной скважины; на бурение группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одном месторождении, площади. Разработка рабочего проекта на бурение группы скважин осуществляется при общности следующих факторов: назначения скважин; проектных глубин по стволу скважин; конструкции скважин - одинаковые диаметры обсадных колонн и их количество (без учета направлений). Отклонение глубин спуска обсадных колонн, указанных в рабочем проекте, по вертикали не должно превышать 400 м; плотности бурового раствора, отличающейся от предусмотренной в рабочем проекте в пределах +/- 0,3 г/см 3 (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений); горно-геологических условий проводки; условий природопользования. 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. 288. Разрешается повторное использование рабочего проекта для производства буровых работ на последующих скважинах и скважинах на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и месторождениях. Повторное использование рабочего проекта может осуществляться при общности факторов, указанных в пункте 394 настоящих Правил. 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. 291. Рабочий проект должен содержать следующие данные и решения: географическую и климатическую характеристику района работ; горно-геологические условия бурения; обоснование конструкции скважины; профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин; совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва; ожидаемые давления на устье при ГНВП; исходные данные для расчета обсадных колонн с принятыми коэффициентами запаса прочности при расчетах; итоговые таблицы компоновок обсадных и лифтовых колонн и типы резьбовых соединений обсадных и НКТ; регламент спуска обсадных колонн (например, скорости спуска, усилия свинчивания); обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости; способ бурения, компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и типа замковых соединений, скорость спуско-подъемных операций; тип тампонажного материала, свойства его камня и раствора (растекаемость, водоотдача, начало загустевания и схватывания, проницаемость, прочность, стойкость к агрессивным средам), способ и гидравлическую программу цементирования исходя из горно-геологических условий; контроль процесса цементирования и изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора; объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида; технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого технических устройств; способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований; схемы обвязки устья скважины, ПВО и фонтанной арматуры, технические характеристики сальниковых уплотнений и давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами, порядок и условия опрессовки межколонных пространств; устройство шахтного колодца (при необходимости); геолого-технический наряд на производство буровых работ; тип и размеры фундаментов под буровую установку, которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для данного грунта; средства защиты работников и состав КИП, в том числе, для контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами; объем запаса бурового раствора; мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП; методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность. 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 295. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины; применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтегазоотдачи пластов; условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства буровых работ и эксплуатации скважины; получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраной окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины. 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. 301. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом: максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью; снижения гидростатического уровня в процессе освоения или при механизированной добыче; нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления ствола скважины; осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях производства буровых работ и эксплуатации скважины. Прочность кондукторов и технических колонн, а также оборудования устья скважины должна подтверждаться расчетом предельного объема поступившего в скважину флюида (V пред ), при котором возможно глушение проявления без превышения допустимых давлений для каждого вскрытого скважиной необсаженного пласта. Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них ПВО должна обеспечить: герметизацию устья скважины в случаях ГНВП, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%; устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности; противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород. 302. Конструкция устья скважины, герметизирующих устройств должна обеспечивать: подвеску с расчетным натяжением промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на ПВО; контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами; возможность аварийного глушения скважины; герметичность межколонных пространств при бурении и эксплуатации скважины; испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность. 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. 310. В технической документации должны быть отражены: способ транспортировки оборудования; трасса передвижения оборудования и пути движения поддерживающей и страхующей техники; способы преодоления рвов, оврагов, выравнивания трассы, в том числе по лесным вырубкам, перехода через дороги, ЛЭП, водные преграды; количество и расстановка членов бригады, участвующей в транспортировке оборудования, участие представителей организаций, эксплуатирующих ЛЭП, железные дороги (в случае их пересечения). 311. К демонтажу буровой установки на электроприводе разрешается приступать после получения письменного подтверждения работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, об отключении буровой установки от электросети. Демонтаж буровой вышки, вышечно-лебедочного блока при наличии давления на устье скважины запрещается. 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. 315. Минимально необходимая грузоподъемность буровой установки должна быть определена в рабочем проекте из условия, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра "допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должна превышать 0,6 и 0,9 "допускаемой нагрузки на крюке" соответственно. Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок. В случае выполнения технологических операций в обсаженном стволе нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны не должна превышать 0,9 "Допускаемой нагрузки на крюке". 316. Буровые установки должны оснащаться верхним приводом при: бурении скважин с глубины по стволу более 4500 м; вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сернистого водорода свыше 6% (объемных); наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно направленных и горизонтальных скважинах; бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м; бурении всех морских скважин. 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. 320. Буровая установка должна быть укомплектована: ограничителем высоты подъема талевого блока; ограничителем допускаемой нагрузки на крюке; блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки; станцией (приборами) контроля параметров бурения (тип станции устанавливается заказчиком); приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной не менее 2 м и стеллажами. При укладке труб должны использоваться специальные прокладки и боковые упоры. Высота укладки труб не более 2 м, но не выше ширины стеллажа. Стеллажи должны иметь не менее двух проходов на приемный мост на каждую сторону. При высоте стеллажа ниже приемного моста подача труб на последний должна быть механизирована; допускается увеличение высоты укладки труб до 3 м при обеспечении устойчивости стеллажа и уложенных на нем труб в соответствии с техническими решениями, предусмотренными проектно-конструкторской документацией буровой установки; оборудованием для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении; устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки; успокоителем ходового конца талевого каната; системами обогрева рабочих мест; блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ротора; приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых (установленных) за палец свечей; системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией для контроля уровня жидкости в них; градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером для контроля заполнения скважины. 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. 322. При производстве буровых работ основание буровой вышки должно обеспечивать возможность монтажа: ПВО на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или ее части; стола ротора на уровне пола буровой, а также рационального размещения; средств автоматизации, механизации и пультов управления; обогреваемого подсвечника со стоком раствора; воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева; механизма крепления неподвижной ветви талевой системы; механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте; механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных ключей; шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и (при необходимости) утяжеленных бурильных труб; устройств по механизации установки ведущей трубы и УБТ в шурфы. 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. 327. Рабочая площадка основания под буровую вышку должна иметь укрытие по всему периметру высотой не менее 6 м, выполненное из трудновоспламеняющегося материала. Укрытие со стороны приемного моста должно иметь ворота, открывающиеся наружу; размеры ворот должны быть равны соответственно ширине приемного моста и высоте укрытия. В укрытии рабочей площадки и в необходимых местах должны быть предусмотрены выходы, снабженные дверями, открывающимися наружу и предохраненными от случайного захлопывания и снятия с места крепления, высота должна быть не менее 2 м, а ширина - не менее 0,75 м. 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. 330. Система противофонтанной арматуры стволовой части верхнего силового привода должна включать не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек должна быть оснащена дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части привода. В процессе работы должны контролироваться: скорость вращения бурильной колонны; величина крутящего момента при свинчивании и бурении; положение элементов трубного манипулятора; положение системы противофонтанной арматуры. 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. 342. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки должно быть равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением должна составлять не менее 5 минут. Рабочее давление и необходимый минимальный коэффициент запаса прочности приведены ниже: менее 20 МПа - 1,5; от 20 до 56 МПа - 1,4; от 56 до 65 МПа - 1,3; более 65 МПа - 1,25. Испытание манифольда буровыми насосами не допускается. 343. Буровой шланг страхуется от падения стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм по всей длине с креплением к шлангу через каждые 1,0 - 1,5 м. Концы каната должны крепиться к ответным фланцам вертлюга и манифольда. Во избежание разрыва шланга при работе с ним требуется устанавливать на насосном агрегате предохранительный клапан на давление ниже допустимого на шланг на 25%. Болтовые соединения должны исключать возможность самопроизвольного развинчивания (должны быть установлены контргайки или установлены и зашплинтованы корончатые гайки). 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. 348. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны: дата изготовления вышки; завод-изготовитель; заводской номер вышки (буровой установки); допускаемая нагрузка на крюке; сроки следующего испытания (проверка технического состояния) вышки. 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. 354. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций. Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для бурения с гидравлическими забойными двигателями - 1,4. Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15. 355. В процессе производства буровых работ должен быть организован учет наработки бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников и опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны. При достижении нормативных сроков наработки бурильные трубы, ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники, опорно-центрирующие и другие элементы бурильной колонны должны подвергаться инспекционной проверке и дефектоскопии. Нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии устанавливаются в эксплуатирующей организации в соответствии с технической документацией завода-изготовителя. 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 359. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры: вес на крюке с регистрацией на диаграмме или регистрацией электронными средствами хранения информации; плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале или регистрацией электронными средствами хранения информации; расход бурового раствора на входе и выходе из скважины; температура бурового раствора на выходе из скважины; давление в манифольде буровых насосов; давление на буровом штуцере (при бурении с контролем обратного давления); уровень раствора в приемных и доливной емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спускоподъемных операций; крутящий момент вращения колонны бурильных труб. Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины, уровень раствора в приемных емкостях должны находиться в поле зрения бурильщика и регистрироваться электронными средствами, обеспечивающими возможность хранения информации не менее 3 месяцев и ее передачу в Ростехнадзор. 360. При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться: азимут и зенитный угол ствола скважины; пространственное расположение ствола скважины; взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин. Периодичность контроля устанавливается буровым подрядчиком с учетом требований рабочего проекта. 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. 364. Консервация скважин в процессе производства буровых работ осуществляется в порядке, предусмотренном требованиями главы LVIII настоящих Правил. При этом необходимо: спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан; загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки; ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга; уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедку; спустить воздух из пневмосистемы буровой установки; слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны; обесточить буровую установку (при дизельном приводе перекрыть топливопровод); обеспечить охрану объекта и контроль давления скважины на устье. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией. 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. № 99-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 19, ст. 2716; 2020, № 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 369. Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в том числе путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком. 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. 377. Запрещается проводить спускоподъемные операции при: отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке; неисправности спускоподъемного оборудования и инструмента; неполном составе вахты для работ на конкретной установке; угле наклона свечей 2 градуса, для буровых установок с автоматизированной системой спускоподъемных операций (АСП) - 3 градуса, для морских установок с механизированной установкой свечей - 8 градусов; скорости ветра более 20 м/с; потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде. 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. 379. При спускоподъемных операциях запрещается: находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховочных канатов; открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока; подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений; пользоваться перевернутым элеватором. 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. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины. 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). 391. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика разрешаются отклонения от требований пункта 387 настоящих Правил в следующих случаях: при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции); при проектировании и производстве буровых работ со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии). 392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см 3 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. 395. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации ГНВП и прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами в целях удаления шламовой подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции). При бурении морских скважин для компенсации изменения гидростатического давления перед отстыковкой бурового райзера допускается закачка утяжеленного раствора в объемах, установленных рабочим проектом производства буровых работ или документацией на консервацию скважины. 396. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и других) буровым подрядчиком должны быть разработаны мероприятия по охране труда по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Места, определенные рабочим проектом, где при производстве работ возможно выделение в рабочую зону опасных и вредных газов, должны оборудоваться автоматическими газоанализаторами, при появлении загазованности необходимо выяснить причины и принять меры по ее устранению. При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м 3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны. 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. 406. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований: тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования; рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины; плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора и буферной жидкости. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред и устойчивым к деформации при перфорации и ГРП. 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. 409. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами; истощенные горизонты; напорные водоносные горизонты с коэффициентом аномальности более 1,3; водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или планируемые к разработке; горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа; интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям; интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м. При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства. Не допускается приступать к оборудованию устья скважины до окончания ОЗЦ и определения высоты подъема цемента за обсадной колонной. 411. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения. 412. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать: превышение в процессе ОЗЦ гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов; исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора; возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени и секции обсадных колонн должны быть зацементированы по всей длине. 413. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, производится подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений. 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). 417. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния: от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 м; от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 м; между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м. Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону. 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 420. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе ПВО, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины. Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в момент посадки продавочной пробки на ЦКОД и созданием необходимого давления с помощью цементировочного агрегата. 421. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их жидкостью, являющейся основой используемого бурового раствора (минерализованная вода, жидкие углеводороды), от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой буровым раствором или технической водой (в том числе минерализованной, морской). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти. 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. 423. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ. 424. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины впрессовывается жидкостью, являющейся основой используемого бурового раствора (минерализованная вода, жидкие углеводороды) на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Межколонное пространство считается герметичным, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Разрешается по согласованию с пользователем недр (заказчиком) производить опрессовку межколонного пространства воздухом. 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. 427. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана. Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений. В скважинах, пробуренных на изученный разрез, представленный нефте- и водоносными (с растворенным газом) пластами с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, допускается обвязка обсадных колонн без использования колонной головки при условии цементирования обсадных колонн на всю их длину. 428. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций: герметизация устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее; вымыв пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность; подвеска колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия; срезание бурильной колонны; контроль состояния скважины во время глушения; расхаживание бурильной колонны для предотвращения ее прихвата; спуск или подъем части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины. 429. Выбор типа ПВО и колонной головки, схема установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования осуществляются проектной организацией и согласовываются с заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями: при вскрытии изученного разреза с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, устанавливаются превенторы, тип и количество которых определяются проектом производства буровых работ; три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется проектной организацией, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пластовое давление, пористость, проницаемость, дебит); четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях: а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 35 МПа; б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья. В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться. На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, характеризующихся малым значением газонасыщенности нефти (низкий газовый фактор), механизированным способом добычи, при статическом и динамическом уровне флюида ниже устья скважины состав превенторной установки, типы превенторов, необходимость установки колонной головки, их аналогов для герметизации устьев скважин устанавливаются и обосновываются в рабочих проектах производства буровых работ. 430. На суше линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, ЛЭП, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м. Длина линий от блоков глушения и дросселирования до свободных концов линий сброса должна быть: для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м 3 /т - не менее 30 м; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м 3 /т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м; для всех поисково-оценочных и разведочных скважин - не менее 50 м. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком. Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца. 431. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки ПВО. 432. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и ПВО. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления. 433. ПВО должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки. Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с проектно-конструкторской документацией изготовителя. Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта. 434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты: основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте; вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов. Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений. В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого.

В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха. 435. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено. Каждая буровая установка обеспечивается переносными светильниками и аварийным освещением напряжением не более 12 В для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пультов управления превенторами, у щита индикатора веса бурильного инструмента, блока дросселирования и у блока глушения. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав. При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении: первый клапан является рабочим, второй - резервным. Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии. Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев. Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации, вплоть до их списания. 437. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление. Превенторная установка со срезающими, трубными и глухими плашками должна быть опрессована на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты проведенных испытаний должны быть подтверждены соответствующими актами. 438. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте. ПВО считается герметичным, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: 50 кгс/см 2 (5 МПа) - для ПВО, рассчитанного на давление до 210 кгс/см 2 (21 МПа); 100 кгс/см 2 (10 МПа) - для ПВО, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см 2 (21 МПа). Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ. 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. 440. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже 1 раза в месяц. Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании. 441. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. 442. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками. 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 454. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению ГНВП и провести: инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации ГНВП согласно специальным разделам ПЛА, разработанным в соответствии с приложением № 6 к настоящим Правилам; проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; учебную тревогу "Выброс", дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией; проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимого на случай ГНВП запаса материалов и химреагентов для приготовления промывочной жидкости в соответствии с рабочим проектом; оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. 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. 458. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья скважины. Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня жидкости. 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. 460. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу 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. 467. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой и вращением колонны бурильных труб. 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. 469. Работа в опасной зоне по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников ПАСФ по специальным планам, разработанным штабом, создаваемым организацией, эксплуатирующей ОПО. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий. 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. 473. При возникновении открытого фонтана работники ОПО МНГК обязаны: остановить ДВС; отключить силовые и осветительные линии электропитания аварийной скважины; прекратить в газоопасной зоне производство всех огневых работ, использование стальных инструментов, а также другие действия, способные вызвать искрообразование. 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 476. При возникновении открытого фонтана необходимо: создание водяных завес между жилым блоком и устьями скважин, у коллективных спасательных средств и привода гидросистемы передвижения вышки; подготовить коллективные спасательные средства и СИЗ для эвакуации работников. При этом производится контроль загазованности помещений жилого и технологических блоков, путей эвакуации и мест размещения коллективных спасательных средств. 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. 480. На ОПО МНГК предусматриваются следующие расписания по тревогам: "Общесудовая тревога" (включает в себя: "Борьба с огнем", "Борьба с водой", "Борьба с аварийным разливом нефтепродуктов", "Аварийный выброс"); "Человек за бортом"; "Шлюпочная тревога" (оставление МСП, МЭ, ПБУ или ПТК). В расписаниях по тревогам указывается время общей эвакуации. Расписания по тревогам должны быть подписаны ответственным лицом эксплуатирующей организации и утверждены ее техническим руководителем. 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 488. Рабочий проект на бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин должен содержать следующие положения: мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП; обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте; расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и НКТ в интервалах искривления ствола; мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и НКТ в условиях искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях; коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений; технические условия по обеспечению проходимости внутри обсадных колонн труб, инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов, ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования; мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спускоподъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке; гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок; обоснование способа крепления скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке; допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны. 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 494. При производстве работ по освоению скважин необходимо иметь запас жидкости глушения в количестве не менее двух объемов скважины, находящейся непосредственно на скважине, или материалов для оперативного ее приготовления. При возможности оперативной доставки и размещения допускается иметь запас жидкости глушения в количестве не менее двух объемов скважины на узле приготовления раствора. 495. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий: высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям рабочего проекта на бурение скважины; эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально ожидаемое давление на устье скважины; устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой, разработанной в составе рабочего проекта на строительство скважины, требования к которой установлены в пункте 429 настоящих Правил; В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией. 496. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано ПВО по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (или специальной жидкостью), соответствующим рабочему проекту. В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением ПВО должно быть представлено превенторной установкой. Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями главы XLVII настоящих Правил. Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, должна производиться в условиях обеспечения герметизации устья скважины при ГНВП. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются специальным планом, утвержденным организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком), и согласованным ПАСФ. 497. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости в скважине. 498. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину рабочего давления, установленного изготовителем. Результаты опрессовки на устье скважины оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика. 499. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие: исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии; сохранение скелета пласта в призабойной зоне; предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки"; термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геологофизических параметров; сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны; предотвращение неконтролируемых ГНВП и открытых фонтанов; безопасное пользование недрами и охрану окружающей среды. 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. 501. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет: замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см 3 ; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт; использования пенных систем; использования специальных технических средств и технологий (например, струйный насос). 502. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается. Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с планом работ и согласовывается с заказчиком. 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. 504. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план работ и назначаются ответственные лица за их выполнение. План утверждается техническим руководителем организации и согласовывается с заказчиком. 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. 507. Перед испытанием скважины с помощью пластоиспытателя с выводом пластового флюида на поверхность необходимо: рассчитать колонну бурильных труб на избыточное внутреннее и наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания; оборудовать буровую колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой, опрессовав их на давление, превышающее на 10% максимальное ожидаемое в процессе операции; провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной линии превенторной установки; обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной жидкости в скважину; провести испытание на герметичность обсадной колонны с ПВО; оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора; обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида активную вентиляцию. 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. 523. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Комплекс мероприятий разрабатывается организацией - исполнителем работ по согласованию с пользователем недр (заказчиком). При наличии в межколонных пространствах скважины замерзающих жидкостей необходимо проводить периодический контроль ее температуры глубинными термометрами. В случае падения температуры до опасных значений необходимо обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации) проведение замораживания без перфорации. 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. 529. Положение о порядке организации безопасного производства работ должно предусматривать: последовательность работ и операций, порядок их начала при совмещении во времени; оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности всех участников производственных процессов; систему оперативного контроля за ходом и качеством работ, соблюдением требований промышленной безопасности; порядок и условия взаимодействия организаций между собой и ответственным руководителем работ. 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. 534. При демонтаже буровой установки или снятии вышечно-лебедочного и других блоков с последней пробуренной на кусте скважины, их транспортировке с кустовой площадки должны быть разработаны меры, обеспечивающие безопасную эксплуатацию скважин, находящихся в опасной зоне, вплоть до их остановки. Сдача очередной скважины буровым подрядчиком и приемка ее заказчиком производятся после предварительных исследований качества выполнения работ и оформляется актом, подписанным обеими сторонами. 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. 537. При одновременном бурении и эксплуатации скважин на МСП, ПБУ и МЭ обязательно соблюдение следующих требований: фонтанные скважины оборудуются внутрискважинным клапаном-отсекателем и дистанционно управляемыми устьевыми задвижками; нефте- и газопроводы должны быть оснащены линейными задвижками-отсекателями. 538. При отсутствии обоснованных проектных решений о конкретных расстояниях между устьями скважин соблюдаются следующие требования к расстояниям между устьями скважин: не менее 2,4 м для нефтяных и не менее 3 м для газовых и газоконденсатных при расположении ПВО при бурении скважин на верхнем ярусе, а задвижек фонтанной арматуры эксплуатируемых скважин на нижнем ярусе верхнего строения платформы; не менее 5 м при расположении ПВО при бурении скважин и задвижками фонтанной арматуры эксплуатируемых скважин на одном ярусе. 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. 549. Линии сбросов на факелы от блоков глушения, дросселирования и (или) выкидная линия должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть не менее 30 м. 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 МПа 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. 554. В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды. Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта. 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. 564. Не допускается установка и пользование средствами измерений, измерительными приборами, не соответствующими требованиям Федерального закона от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 26, ст. 3021; 2020 № 50 (часть III), ст. 8074) в том числе: не имеющими клейма или свидетельства о поверке, с просроченным клеймом или свидетельством о поверке; без свидетельств об аттестации (для КИП, подлежащих аттестации); поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке. 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. 576. При эксплуатации установок по подготовке нефти с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны предусматриваться мероприятия по: ремонту тепловой изоляции трубопроводов; недопущению снижения температуры нефти в трубопроводах и аппаратуре; постоянному обогреву трубопроводов; непрерывной перекачке нефти. 577. По окончании перекачки технологические трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта. 578. При замерзании влаги в технологическом трубопроводе должны быть приняты меры по: наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден; отключению трубопровода от общей системы.

В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки. 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 583. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на рабочее давление, предусмотренное паспортом, с выдержкой под внутренним давлением 30 минут, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель эксплуатирующей организации. 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. м 3 /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. м 3 /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. 598. При монтаже и эксплуатации трубопроводов обвязки устья скважины должны обеспечиваться следующие требования: трубопроводы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на подушки неподвижных опор, крепление труб хомутами должно исключать возможность их перемещения; верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это требование предусмотрено документацией; опорные поверхности должны прилегать по всей площади соприкосновения без перекосов; запрещается установка прокладок между трубой и подушкой опор для обеспечения необходимого уклона трубопровода; при укладке трубопроводов сварные швы необходимо располагать от края опоры на расстоянии не менее 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм. 599. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее. Газораспределительные устройства должны иметь системы индивидуального автоматического измерения расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора. 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. 603. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить: ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры с записью результатов в соответствии с процедурами работы эксплуатирующей организации; контроль работоспособности систем осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику. 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. 614. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. При наличии подрамника рама станка-качалки и подрамник должны быть связаны между собой стальными, не менее двух, круглыми проводниками диаметром не менее 10 мм, приваренными в разных местах подрамника и рамы при условии соединения подрамника и свайного поля на сварке. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм 2 , толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - не менее 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната запрещается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра. 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. 618. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа, технологических жидкостей, химических реагентов в затрубное пространство, выполнение технологических операций, включая глушение скважины. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение. 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 626. Помещение технологического блока установки должно иметь: постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа; температуру в блоках не ниже 5°C, уровень шума не более 85 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с. 627. Перед входом в помещение технологического блока необходимо: проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции; включить освещение. 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. 654. Перед началом работы по закачке газа, пара, химических и других агентов и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и в нагнетательных линиях ледяных пробок. Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается. 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. 663. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислот) должен быть: аварийный запас спецодежды, спецобуви и других СИЗ; запас чистой пресной воды; нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин). 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. 671. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны. При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5% (объемных)) и нарушении герметичности системы распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть прекращены. Внутрипластовое горение 672. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в соответствии с планом работ. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой и предусматривать использование газообразных продуктов технологического процесса. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе. Сброс углекислоты в атмосферу запрещается. 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. 674. Вокруг нагнетательной скважины на период инициирования внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками. Установка различного оборудования, емкостей, щитов КИП в пределах опасной зоны запрещается. 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. 685. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и работников. При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта. 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 691. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе. Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой в полевых условиях не допускаются. 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. 699. Подключение спущенного на забой скважины порохового генератора или аккумулятора давления к приборам управления и электросети осуществляется в следующем порядке: герметизация устья скважины; подключение электрокабеля гирлянды зарядов к трансформатору (распределительному щитку); удаление членов бригады и других лиц, находящихся на рабочей площадке (кроме непосредственных исполнителей), на безопасное расстояние от устья скважины - не менее 50 м; установка кода приборов подключения в положение "выключено"; подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам управления; проведение мер, исключающих наведение посторонних токов; подача электроэнергии на приборы управления; включение электроэнергии на гирлянду с зарядом (производится только по команде ответственного руководителя работ). 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 706. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть: оборудованы предохранительным и обратным клапанами; опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторакратное давление от ожидаемого максимального давления, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок. 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. 712. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата (УПНГ, УППН, УКПГ, УППГ, ДКС, НПС, ДНС, КНС, ПСП, КСП), где возможно образование в воздухе рабочей зоны вредных, горючих веществ или токсичных газов, должны иметь систему контроля состояния воздушной среды и аварийной вентиляции, сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия работников при возникновении аварийных сигналов должны быть определены в ПЛА. Все закрытые помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции с естественным или механическим побуждением. Интенсивность воздухообмена определяется проектной документацией. Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт). 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. 733. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с графиком, утвержденным эксплуатирующей организацией. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал или оформляются иными документами, установленными 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. 740. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы: приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура) транспортируемого продукта; системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников); системой контроля воздушной среды в помещениях компрессорной станции; системой вентиляции; системой предупредительной сигнализации о нарушении технологических параметров и загазованности воздушной среды в компрессорном помещении; системой остановки и блокировки включения компрессоров при превышении загазованности воздушной среды в компрессорном помещении выше 40% НКПР пламени на одном датчике или 20% на двух и более датчиках, неисправности вентиляционной системы; пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале; системой взрывобезопасной связи; системами противопожарной защиты. 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. 755. Не допускается эксплуатация нагревательных печей при отсутствии либо неисправности: систем регулирования заданного соотношения топлива, воздуха и водяного пара; блокировок, прекращающих поступление газообразного топлива и воздуха при снижении их давления ниже установленных параметров, а также при прекращении электро- и пневмопитания приборов КИПиА; средств сигнализации о прекращении поступления топлива и воздуха при их принудительной подаче в топочное пространство; средств контроля уровня тяги и автоматического прекращения подачи топливного газа в зону горения при остановке дымососа или недопустимом снижении разрежения в печи, а при компоновке печных агрегатов с котлами-утилизаторами - систем перевода агрегатов в режим работы без дымососов; системы освобождения змеевиков печи от нагреваемого жидкого продукта при повреждении труб или прекращении его циркуляции; средств дистанционного отключения подачи сырья и топлива в случаях аварий в системах змеевиков. 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 2,5 6 допускается использование оборудования водоотлива в обычном исполнении для нейтральных вод. 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. 2109. Телемеханическое управление КРУ с пульта горного диспетчера (оператора) нефтяной шахты организуется в соответствии с проектной документацией. КРУ устанавливают в камерах, проветриваемых свежей струей воздуха. Для включения РП участка и электрооборудования, расположенного в горных выработках с исходящей струей воздуха, применяются коммутационные аппараты с БРУ. 2110. Управление забойными машинами, оборудованием, ручным электроинструментом в нефтяных шахтах, опасных по газу, проводится по искробезопасным цепям. Для подачи напряжения на забойные машины в горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, применяются магнитные пускатели и магнитные станции с искробезопасными схемами управления. Не допускается применение однокнопочных постов для управления магнитными пускателями, кроме случаев, когда эти посты применяются только для их отключения. После окончания работы забойных машин разъединители магнитных пускателей отключаются, а их рукоятки - блокируются. Перед выполнением ремонтных и вспомогательных работ на подвижных частях забойных машин напряжение снимается и принимаются меры, исключающие пуск забойных машин. 2111. Не допускаются параллельные соединения передвижных подстанций и трансформаторов для питания РП, к которому подключены токоприемники общей мощностью, превышающей мощность каждой из передвижных подстанций и трансформаторов. Стационарные РП присоединяются к трансформаторным подстанциям бронированными кабелями. 2112. На пускателях, автоматических выключателях, КРУ и трансформаторах наносятся надписи, указывающие подключенное к ним электрооборудование, значение уставки тока срабатывания реле максимального тока или номинального тока плавкого предохранителя. Распределительная, пусковая и измерительная аппаратура пломбируется. 2113.

Электроснабжение и применение электрооборудования в проветриваемых ВМП тупиковых горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу, должны соответствовать приложению № 27 к настоящим Правилам. 2114. Не допускается: обслуживать и ремонтировать электрооборудование и электрические сети без приборов и инструмента, предназначенных для этих целей; проводить обслуживание электрооборудования без средств защиты, используемых в электроустановках, за исключением электрооборудования напряжением 42 В и ниже, электрооборудования с искробезопасными цепями и аппаратуры телефонной связи; эксплуатировать электрооборудование при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, заземлении, аппаратах защиты, нарушении схем управления, защиты и поврежденных кабелях; ремонтировать электрооборудование и кабели, находящиеся под напряжением, присоединять и отсоединять искроопасные электрооборудование и электроизмерительные приборы под напряжением, за исключением устройств напряжением 42 В и ниже, в нефтяных шахтах, не опасных по газу, и такие же устройства с искробезопасными цепями в нефтяных шахтах, опасных по газу; держать под напряжением неиспользуемые электрические сети, за исключением резервных; открывать крышки оболочек взрывобезопасного электрооборудования без предварительного снятия напряжения со вскрываемого отделения оболочки, а в нефтяных шахтах, опасных по газу, - и без контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов; снимать с электрических аппаратов знаки, надписи и пломбы работниками, не уполномоченными на эти действия; включать электрическую сеть, в которой имеются кабели с повреждениями шланговых оболочек и изоляции жил. 2115. В обособленном структурном подразделении составляются следующие схемы подземного электроснабжения: общая принципиальная схема подземного электроснабжения нефтяной шахты (далее - общая принципиальная схема); схема подземной кабельной сети, нанесенная на схему горных выработок нефтяной шахты или на планы горных работ каждого горизонта (далее - схема подземной кабельной сети); схемы электроснабжения отдельных горных выработок или их комплексов, обслуживаемых с каждой действующей участковой подстанции, нанесенные на планы горных выработок (далее - схемы электроснабжения отдельных горных выработок); схема шахтной подземной связи и сигнализации. Изменения в составе и условиях эксплуатации электрических сетей и электрооборудования, систем и аппаратуры шахтной подземной связи не позднее чем в суточный срок, начиная с момента фактического изменения состава и (или) условий эксплуатации электрических сетей, электрооборудования, аппаратуры шахтной подземной связи, отражаются в схемах подземного электроснабжения и в эксплуатационно-учетной документации связи и сигнализации. 2116. На общую принципиальную схему наносятся: кабельная сеть шахты с указанием величин номинальных напряжений, марок, длин и сечений кабелей, распределительная и защитная аппаратура, токоприемники с указанием их мощности, значения токов двухфазного короткого замыкания для случая замыкания в наиболее электрически удаленной точке защищаемого участка сети, значения уставок тока срабатывания устройств максимальной токовой защиты и номинальные токи плавких вставок предохранителей, значения токов или мощностей трехфазного короткого замыкания на шинах КРУ РП-6 и участковых подземных подстанций. Для нефтяных шахт, имеющих разветвленную систему горных выработок и большое количество электрооборудования, допускается составление общей принципиальной схемы из отдельных частей, на которые дополнительно наносятся стационарное электрооборудование, включая участковые ТП, электрооборудование добычных и подготовительных участков. 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. 2119. На схемы электроснабжения отдельных горных выработок наносятся: кабельная сеть от участковых подстанций до токоприемников с указанием марок, длин и сечений кабелей, распределительная и защитная аппаратура, токоприемники, значения расчетных минимальных токов двухфазного короткого замыкания для случая замыкания в наиболее электрически удаленной точке защищаемого участка сети, значения уставок тока срабатывания реле максимального тока и номинальные токи плавких вставок предохранителей, направления струй воздуха. Схемы электроснабжения отдельных горных выработок составляются в период их проходки и один раз в период их эксплуатации и утверждаются главным энергетиком (главным механиком) 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 № 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 № 15 к настоящим Правилам. 2124. Допускается применять в горных выработках нефтяных шахт, не опасных по газу, рудничное электрооборудование в нормальном исполнении, соответствующее требованиям законодательства о техническом регулировании. На нефтяных шахтах, опасных по газу, допускается применение: рудничного электрооборудования в нормальном исполнении, в стволах и околоствольных выработках со свежей струей воздуха, за исключением случаев, когда в этих горных выработках имеются суфлярные выделения; рудничного электрооборудования в нормальном исполнении и электрооборудования общего назначения в помещениях вентиляторных и калориферных установок на поверхности шахт при условии, что в эти помещения не попадает рудничный воздух; электрооборудования общего назначения в электромашинных помещениях подъемных установок, располагаемых на копрах стволов с исходящей струей воздуха, при условии, что в эти помещения не попадает рудничный воздух. 2125. Монтаж и эксплуатация рудничного электрооборудования в нормальном исполнении и электрооборудования общего назначения осуществляются в соответствии с документацией, утвержденной техническим руководителем обособленного структурного подразделения, и содержащей: перечень мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию электрооборудования; схему электроснабжения; схему проветривания горных выработок, в которых установлено электрооборудование с указанием вентиляционных устройств, обеспечивающих проветривание свежей струей; места установки датчиков контроля суммарных концентраций углеводородных газов и паров жидких углеводородов; перечень электрооборудования с техническими характеристиками. 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. 2127. С обеих торцовых сторон передвижных подстанций, установленных в откаточных выработках, предусматриваются площадки и со стороны высшего напряжения - деревянные решетки на изоляторах. У передвижной подстанции устанавливается предохранительное устройство, исключающее возможность заезда подвижного состава на участок рельсового пути, на котором установлена подстанция. На подходах к подстанции вывешиваются предупредительные знаки. 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. 2130. Для питания электрооборудования применяется напряжение: не выше 10 000 В - для стационарного электрооборудования, передвижных подстанций и трансформаторов; не выше 1140 В - для передвижного электрооборудования; не выше 127 В - для ручных электрических машин и инструментов; не выше 60 В - для цепей подземной громкоговорящей связи и сигнализации, дистанционного управления и сигнализации КРУ, если ни один из проводников этой цепи не присоединяется к заземлению; не выше 42 В - для цепей дистанционного управления электрооборудованием. 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. 2132. Мощность короткого замыкания в подземной сети нефтяной шахты ограничивается величиной, соответствующей номинальным характеристикам установленного в нефтяной шахте электрооборудования и сечению кабелей, и не должна превышать 50 МВ·А. Допускается повышение мощности короткого замыкания в подземных сетях, предназначенных для питания электрооборудования околоствольных выработок, если этому соответствуют их характеристики и сечение кабелей. Мощность отключения выключателей КРУ общего назначения должна быть в два раза выше мощности короткого замыкания сети. 2133. Камеры и ниши для электрооборудования в горных выработках (далее - камеры и ниши), независимо от крепости пород, в которых эти выработки пройдены, закрепляются постоянной негорючей крепью, коэффициент запаса которой должен быть не менее 2. Не допускается: устанавливать электрооборудование в выработках без крепи, закрепленных временной и анкерной крепью; проводить ремонт и расширение выработок, если в местах производства этих работ находится работающее или отключенное электрооборудование. В камеры и ниши устраиваются входы шириной не менее 1,5 м и высотой не менее 1,8 м. 2134. Для монтажа и обслуживания электрооборудования в камерах и нишах должны предусматриваться проходы шириной не менее: между машинами и аппаратами - 0,8 м; между машинами, аппаратами и стенами камеры - 0,5 м; между сетчатым ограждением ниши и установленными в ней аппаратами - 1,0 м. Допускается устанавливать электрооборудование вплотную друг к другу и к стене камеры или ниши при условии, что не требуется доступ к ним с тыльной и боковой сторон для обслуживания, монтажа и ремонта. Если не установлено сетчатое ограждение ниши, то электрооборудование устанавливается в нише на расстоянии 0,5 м от ее устья. Не допускается загромождение проходов в камерах и нишах. 2135. В горных выработках околоствольного двора электрооборудование в камерах ГВУ и центральных подземных подстанциях (далее - ЦПП) устанавливается таким образом, чтобы места электрооборудования, доступные для проникновения нефти и воды к токоведущим частям, были расположены на высоте не менее 1,0 м от головки рельсов околоствольного двора в месте сопряжения его со стволом. Требования настоящего пункта не распространяются на заглубленные камеры с автоматизированной откачкой жидкости. 2136. Уровень пола камер ЦПП и ГВУ должен быть не менее чем на 0,5 м выше отметки головки рельсов околоствольного двора. Допускается устройство камер ГВУ ниже уровня околоствольного двора при условии разработки и выполнения мер, обеспечивающих безопасность работ в этих камерах. 2137. В камерах и нишах, расположенных вне нефтеносного пласта и оборудованных аппаратами и машинами, содержащими масло, не допускается устройство маслосборных ям. В камерах и нишах устраивается вал высотой не менее 0,1 м. Течи масла устраняются, а пролитое масло - убирается. В камерах и нишах, расположенных в нефтеносном пласте, электрооборудование устанавливается на фундаментах или подставках из негорючих материалов. Высота фундаментов должна превышать уровень пола камеры или ниши не менее, чем на 0,2 м. Пол выполняется из негорючих материалов и имеет уклон не менее 20% в сторону канавки в камере или в сторону устья в нише. Скопление нефти в камерах и нишах не допускается. 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. 2142. В подземных условиях светильниками, питаемыми от электрической сети освещаются: грузовые и порожняковые ветви околоствольных дворов; ЦПП, насосные камеры ГВУ и центральные нефтеперекачивающие насосные станции, медпункты, локомотивные гаражи, камеры ожидания, раздаточные камеры складов ВМ, диспетчерские камеры, камеры осмотра и чистки вагонеток, а также заезды в эти камеры, в которых установлены перемычки с дверями; пункты посадки людей в поезда, а также подходы к ним; действующие разминовки и подходы к ним, а также сопряжения главных откаточных выработок с другими действующими выработками, если на них уложены стрелочные переводы; насосные камеры участковых нефтеловушек, участковые и передвижные подстанции, РП, установленные вне камер; действующие приемные площадки уклонов и бремсбергов; наклонные выработки с механизированной перевозкой людей. Призабойное пространство подготовительных горных выработок, проводимых с применением проходческих комбайнов, освещается встроенными в комбайны светильниками. 2143. Для питания подземных осветительных установок применяется напряжение не выше 127 В. Комбайны, погрузочные машины и рудничные локомотивы оборудуются местным освещением со светильниками, питаемыми напряжением не выше 127 В. Для питания ручных переносных светильников, питаемых от искробезопасных источников, допускается напряжение не выше 42 В. 2144. Запрещается спуск в нефтяную шахту и передвижение людей по горным выработкам, ведение работ без включенного головного светильника. 2145. Головные светильники перед их использованием пломбируются. Не допускается вскрытие головного светильника в нефтяной шахте. Головные светильники и зарядные станции не реже 1 раза в месяц выборочно контролируются в порядке, установленном организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. 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. 2148. Для стационарной прокладки применяются бронированные бумажно-масляные и экранированные кабели с медными жилами в изоляции из сшитого полиэтилена, поливинилхлоридного пластиката или резины. В вертикальных и наклонных горных выработках (в том числе скважинах) с углом наклона более 45° применяются бронированные кабели с проволочной броней, бронированные кабели с ленточной броней. При прокладке кабелей в этих выработках кабели прикрепляются к стальному тросу. Для горизонтальных и наклонных горных выработок, проведенных под углом до 45° включительно, допускается применение бронированных кабелей с ленточной броней без крепления их к стальному тросу. Допускается присоединение стационарно установленных электродвигателей к пусковым аппаратам гибким кабелем, если вводные устройства этих двигателей предназначены только для гибкого кабеля. 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. 2153. Кабели в горных выработках нефтяной шахты размещаются на предназначенных для этих целей подвесах. При прокладке кабелей в вертикальных горных выработках расстояния от кабелей до подъемных сосудов должны быть не менее 0,3 м, а до трубопроводов - не менее 0,5 м. При прокладке кабелей в горизонтальных и наклонных горных выработках расстояния между кабелями и трубопроводами из негорючих материалов должны быть не менее 0,05 м. 2154. Минимальные радиусы кривой изгиба кабелей при монтаже и эксплуатации определяются в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителя. 2155. Для контрольных цепей, цепей управления и сигнализации при стационарной прокладке по вертикальным и наклонным горным выработкам с углом наклона более 45° применяются контрольные оптоволоконные кабели, кабели с медными жилами с оболочкой из поливинилхлоридного пластиката с проволочной броней или кабели с ленточной броней, прикрепленные к стальному тросу. В горизонтальных горных выработках применяются бронированные контрольные кабели, гибкие кабели с медными жилами или оптоволоконные кабели. Для контрольных цепей, цепей управления и сигнализации передвижных машин и механизмов применяются гибкие кабели, вспомогательные жилы или оптоволокно силовых гибких кабелей. Кабели сигнализации, управления, связи и контрольные кабели прокладываются не ближе 0,2 м от силовых и осветительных кабелей. 2156. Для линий общешахтной и диспетчерской телефонной связи, аварийной громкоговорящей связи и оповещения об авариях применяются оптоволоконные кабели или кабели с медными жилами, с пластмассовой изоляцией, с пластмассовой негорючей или самозатухающей оболочкой и металлической броней. Для местных линий связи в проводимых горных выработках допускается применение гибких контрольных кабелей. 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. 2159. Не допускается прокладка силовых кабелей: по вертикальным горным выработкам с деревянной крепью; по наклонным горным выработкам со струей свежего воздуха, оборудованным рельсовым транспортом, предназначенным для спуска и подъема грузов, за исключением случаев, когда рельсовый транспорт в этих выработках используют только для доставки оборудования, материалов и выполнения ремонтных работ. 2160. Допускается соединение отдельных отрезков кабеля с помощью взрывобезопасных устройств. Допускается соединение между собой гибких кабелей, требующих разъединения в процессе работы, линейными соединителями напряжения при условии применения искробезопасных схем дистанционного управления с защитой от замыкания в цепи управления. Контактные пальцы соединителей напряжения при размыкании цепи, за исключением искробезопасных цепей напряжением не выше 42 В, должны оставаться без напряжения, для чего они монтируются на кабеле со стороны электрооборудования. 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. 2162. Для питающих кабельных линий напряжением до 1140 В, по которым проходит суммарный ток нагрузки потребителей, применяются кабели одного сечения. Для этих линий допускается применение кабелей с различными сечениями жил при условии обеспечения всех участков линии защитой от токов короткого замыкания. В местах ответвления от магистральной питающей линии, где сечение жил кабеля уменьшается, устанавливается аппарат защиты от токов короткого замыкания ответвления. Допускается иметь ответвления от питающей линии длиной до 20 м, если обеспечена защита от токов короткого замыкания аппаратом магистральной линии. Применение распределительных коробок без установки на ответвлениях к электродвигателям аппаратов защиты допускается только для многодвигательных приводов при условии, если кабель каждого ответвления защищен от токов короткого замыкания групповым защитным аппаратом. 2163. Ближайшая к передвижной машине часть гибкого кабеля, питающего передвижные машины, может быть проложена по почве на расстояние не более 30 м. Для машин, имеющих кабелеподборщик или другие аналогичные устройства, допускается прокладка гибкого кабеля по почве горной выработки. При прокладке кабеля на отдельных участках по почве горной выработки, при временной укладке его на почву при ремонте или перекреплении горной выработки кабель защищается от механических повреждений прочными ограждениями из несгораемых материалов. 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. 2165. Броня кабеля с проволочной броней и бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей массой, при прокладке по скважинам, закрепленным обсадными трубами, закрепляется в устройстве, удерживающем собственный вес кабеля. При прокладке кабеля с ленточной броней и бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей массой, он закрепляется к стальному тросу не реже, чем через каждые 3 м с прослаблением между точками крепления во избежание растягивания кабеля от действия собственного веса. 2166. Прокладка кабелей в подземных камерах проводится на подвесах, закрепленных на стенах камер. В подземных камерах не допускается прокладка кабелей в кабельных каналах. В вентиляционных устройствах, вентиляционных перемычках, во вводах и выводах из камер кабели прокладываются в трубах из негорючих материалов. 2167. Проверка кабельных сетей в горных выработках нефтяных шахт выполняется в порядке и с периодичностью, утвержденными организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. 2168. В подземных сетях напряжением выше 1140 В осуществляется защита кабельных линий, электродвигателей и трансформаторов от токов короткого замыкания, утечек и замыканий на землю. Защита от токов короткого замыкания, утечек и замыканий на землю осуществляется на питающих линиях подземных подстанций и РП, присоединенных к шинам главной подстанции на поверхности или к другим источникам питания на поверхности. Защита от токов короткого замыкания и утечек на землю выполняется без выдержки времени. Для электродвигателей предусматриваются защитные отключения в случаях перегрузок, понижения или исчезновения напряжения. 2169. Выбор и проверка аппаратов защиты выполняются в соответствии с порядком, установленным организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. 2170. При напряжении до 1140 В осуществляется защита: трансформаторов и каждого отходящего от них присоединения от токов короткого замыкания - автоматическими выключателями с максимальной токовой защитой; электродвигателей и питающих их кабелей, отходящих от РП участка или магистральных линий: от токов короткого замыкания - мгновенная или селективная в пределах до 0,2 с; от перегрузки; от включения напряжения при сниженном сопротивлении изоляции относительно земли; неискробезопасных цепей с внешней нагрузкой, отходящих от вторичных обмоток понизительного трансформатора, встроенного в аппарат, от токов короткого замыкания плавкими предохранителями; электрической сети от опасных токов утечки на землю - автоматическими выключателями в комплексе с одним реле утечки тока на электрически связанную сеть. 2171. Аппараты защиты от утечек тока проверяются на срабатывание перед началом каждой смены. Допускается дистанционная проверка аппаратов защиты от утечек тока при условии, что отключающий аппарат имеет устройство предварительного контроля изоляции и способен воспроизвести автоматическое повторное включение защищаемой линии после проверки. 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. 2175. Измерения сопротивления изоляции электрооборудования и кабелей перед включением проводятся: после их монтажа и переноски; после их аварийного отключения защитой; после их отключения от сети на срок более 2 суток; в случае срабатывания аппарата защиты от утечек тока. Измерение сопротивления изоляции стационарного электрооборудования проводится не реже одного раза в год. Электрооборудование и кабели, сопротивление изоляции которых не соответствует эксплуатационной документации изготовителя или вызывает срабатывание аппарата защиты от утечек тока, отсоединяются от сети для проведения мероприятий по повышению сопротивления их изоляции или для ремонта. 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. 2179. В нефтяных шахтах заземлению подлежат: металлические части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, которые могут оказаться под напряжением в случае повреждения изоляции; корпуса передвижных машин и аппаратов, установленных в забоях; корпуса светильников, питаемых от электрической сети гибкими кабелями; кабельные муфты, кроме соединительных муфт на гибких кабелях, питающих передвижные машины; металлические корпуса шахтных устройств связи, диспетчерских коммутаторов, кабельных шкафов и коробок; трубопроводы, сигнальные тросы, расположенные в горных выработках, в которых имеется электрооборудование и кабельные линии; трубопроводы, аппараты и установки шахтной сети дегазации нефти; оборудование, аппараты, установки, трубопроводы и рельсовые пути, служащие для сбора, первичной подготовки в нефтяной шахте, перекачивания из емкости в емкость, транспортирования в передвижных сосудах нефти, смесей ее с водой и нефтепродуктов, имеющих удельное объемное электрическое сопротивление 10 5 Ом·м и выше. В нефтяных шахтах, опасных по газу, для защиты от статического электричества заземляются одиночные металлические воздухопроводы и вентиляторы. Заземлению не подлежит металлическая крепь горных выработок, нетоковедущие рельсы. Устройство, осмотр и измерение сопротивления шахтных заземлений осуществляются в соответствии с порядком, установленным организационно-распорядительным документом обособленного структурного подразделения. 2180. В горных выработках нефтяной шахты устраивается общая сеть заземления, к которой присоединяются объекты, подлежащие заземлению, а также главные и местные заземлители. Данное требование не распространяется на заземляющие устройства, предназначенные для защиты от проявлений статического электричества. Не допускается последовательное включение в заземляющий проводник нескольких заземляемых частей установки. 2181. Общая сеть заземления создается путем электрического соединения между собой металлических оболочек и заземляющих жил кабелей, независимо от напряжения в кабелях. Общая сеть заземления присоединяется к главным и местным заземлителям. При наличии в нефтяной шахте нескольких горизонтов к главным заземлителям присоединяется сеть заземления каждого горизонта. Для соединения сети заземления горизонта с главным заземлителем используется броня силовых кабелей, проложенных между горизонтами, или проложенные для этой цели проводники. Для сетей стационарного освещения допускается устраивать местные заземления через каждые 100 м кабельной сети с заземлением последнего светильника в линии. Для аппаратуры и кабельных муфт телефонной связи на участках сети с кабелями без брони допускается местное заземление без присоединения к общей сети заземления. 2182. Заземление корпусов передвижных машин, аппаратов, установленных в горных выработках, и светильников, подсоединенных к сети гибкими кабелями, осуществляется посредством соединения их с общей сетью заземления с помощью заземляющих жил кабелей. Заземляющие жилы кабелей с обеих сторон присоединяются к внутренним заземляющим зажимам в кабельных муфтах и вводных устройствах. Электрическое сопротивление заземляющего провода между передвижной машиной и местом его присоединения к общей заземляющей сети или местному заземлению должно быть не более 1 Ом. 2183. Максимальное общее переходное сопротивление сети заземления, измеренное у заземлителей, должно быть не более 2 Ом. Требования к связи и сигнализации 2184. Нефтяная шахта оборудуется следующими системами связи и сигнализации: системой общешахтной и диспетчерской телефонной связи; системой общешахтного аварийного оповещения; системами сигнализации на технологических участках; системой регистрации служебных переговоров. Системы связи и сигнализации выполняются в искробезопасном исполнении, обеспечивают электромагнитную совместимость, интегрируются в МФСБ. В системе общешахтного аварийного оповещения кроме аппаратуры громкоговорящей связи на нефтяных шахтах применяется аппаратура, позволяющая передать сообщения об аварии горному диспетчеру с любого телефонного аппарата, входящего в состав системы общешахтной и диспетчерской телефонной связи. 2185. Работа всех видов подземной связи должна быть независима от наличия напряжения в общих сетях электропитания, при этом: питание устройств систем связи осуществляется от аккумуляторных батарей, работающих только в режиме заряда-разряда. Допускается питание отдельных устройств систем связи напряжением не выше 127 В от осветительной сети при условии наличия резервных устройств с питанием от аккумуляторной батареи; питание устройств диспетчерской связи с машинистами локомотивов и устройств местной связи допускается осуществлять от общих электросетей при условии наличия автоматически включаемого автономного резерва питания. Резервным источником питания обеспечивается непрерывная работа устройств в течение не менее 3-х часов. 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. 2187. Телефонные аппараты системы общешахтной и диспетчерской телефонной связи устанавливаются: в горных выработках - у стволов, в камерах главной вентиляционной установки и центральных подземных подстанций, в медпунктах, в складах ВМ, в электромашинных камерах, РП напряжением выше 1140 В, в основных пунктах подземного транспорта, на участках, где проводятся работы, в горных выработках подготовленных горизонтов и участков; на поверхности - в служебных помещениях участков и служб нефтяной шахты, в производственных помещениях, в надшахтных зданиях стволов, в зданиях главной понизительной подстанции, вентиляторов; в других местах в горных выработках и на поверхности нефтяной шахты, определенных техническим руководителем обособленного структурного подразделения в соответствии с планом мероприятий. Телефонные аппараты в зданиях вентиляторов устанавливаются в шумоизолированной кабине с вынесенным из нее приемником вызова. На одной линии в системе автоматической телефонной станции допускается установка не более одного телефонного аппарата. Допускается обслуживать с помощью автоматической телефонной станции подземные участки нефтяной шахты без дежурных телефонистов при условии, что на шахте обеспечивается круглосуточное дежурство горного диспетчера. В местах установки телефонных аппаратов вывешиваются таблички с номерами абонентов, необходимых для данного объекта, указанием собственного номера и номера извещения об аварии. 2188. Система общешахтного аварийного оповещения должна обеспечивать: передачу сигнала об аварии работникам, находящимся в любом месте нефтяной шахты в аварийных режимах; прием на поверхности нефтяной шахты сообщения об аварии, передаваемого из шахты; определения местоположения работников в неаварийных режимах; обнаружение и определение местоположения людей, застигнутых аварией в шахте; ведение переговоров и передачу с автоматической записью на носитель информации указаний, связанных с ликвидацией аварии. 2189. Аппаратура системы общешахтного аварийного оповещения устанавливается: на поверхности - у горного диспетчера нефтяной шахты и у технического руководителя обособленного структурного подразделения; в горных выработках - у абонентов общешахтной и диспетчерской телефонной связи, определенных техническим руководителем обособленного структурного подразделения. 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. 2192. Связь с горными выработками нефтяной шахты организуется не менее чем по 2 кабелям, проложенным в разных стволах (скважинах) или в разных отделениях одного ствола и соединенных между собой в телефонных шкафах или коробках, находящихся в выработках околоствольного двора или горных выработках. Магистральные и распределительные телефонные кабели в нефтяной шахте должны иметь постоянный 10% запас свободных пар. 2193. Подземные телефонные линии в нефтяных шахтах выполняются двухпроводными. Не допускается использование земли в качестве одного из проводов. Пары жил кабеля, занятые для общешахтной и диспетчерской телефонной связи, допускается использовать только для аварийной связи и оповещения. 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. 2196. Допускается соединение жил телефонных кабелей холодной скруткой с изоляцией полиэтиленовыми гильзами и полиэтиленовой или поливинилхлоридной лентой. Перед установкой распределительных устройств проводится проверка изоляции между клеммами и клеммами и корпусом. 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 2198. Сигнальное устройство каждой подъемной машины должно иметь отдельную проводку и питаться от отдельного источника энергии. Питание сигнальных устройств, за исключением сигнализации по стволу, допускается осуществлять от осветительной сети. 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. 2200. На людских и грузолюдских вертикальных и наклонных подъемных установках (с углом наклона горной выработки более 50°) кроме рабочей и ремонтной сигнализации предусматривается резервная сигнализация с обособленным питанием по отдельному кабелю. По функциональным возможностям резервная сигнализация не должна отличаться от рабочей сигнализации. 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. 2203. На грузолюдских одноканатных подъемных установках, оборудованных сигнализацией из клети, предусматривается сигнализация с приемных площадок, а также устройство, не допускающее одновременной подачи сигналов из клети и с приемных площадок. Ремонтную сигнализацию на таких подъемных установках допускается не предусматривать. На одноклетьевых людских подъемных установках, оборудованных сигнализацией из клети, подача сигнала из клети машинисту подъемной машины осуществляется обученными работниками. 2204. В наклонных горных выработках с углом наклона до 50°, оборудованных людскими подъемами с пассажирскими вагонетками, предусматривается сигнализация, обеспечивающая подачу сигналов машинисту подъемной машины из поезда. Допускается использование данной сигнализации при осмотре и ремонте горных выработок и рельсового пути. В поездах для доставки людей, состоящих более чем из трех вагонеток, предусматривается сигнализация из пассажирских вагонеток кондуктору поезда. Все приемные площадки обеспечиваются телефонной или производственной громкоговорящей связью с машинистом подъемной машины. 2205. В схеме стволовой сигнализации всех подъемных установок предусматривается возможность подачи сигнала "Стоп" с любого горизонта непосредственно машинисту подъемной машины. Аншлаги с указанием применяемых сигналов вывешиваются на всех местах приема и подачи сигналов. При получении неясного или неприменяемого сигнала подъемная установка останавливается. 2206. Не допускается передавать сигнал из околоствольного двора непосредственно машинисту подъемной машины, минуя стволового, находящегося на нулевой площадке ствола. Указанный запрет не распространяется на: сигнальные устройства, имеющие блокировку, препятствующую пуску машины до получения разрешительного сигнала от стволового в околоствольном дворе; одноклетьевые подъемные установки с подачей сигнала из клети; ремонтную сигнализацию. Подача сигнала на работу подъема допускается только после закрывания двери клети и стволовых решеток. 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 № 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 декабря 2020 г. № 534 Список используемых сокращений АГЗУавтоматизированная групповая замерная установка;АГКсистема аэрогазового контроля;АССаварийно-спасательное судно;БСбуровое судно;ВВУвспомогательные вентиляторные установки;ВГПвентиляторы главного проветривания;ВМвзрывчатые материалы;ВМПвентиляторы местного проветривания;ГВУглавная водоотливная установка;ГЖгорючая жидкость;ГИСгеофизические исследования скважин;ГНВПгазонефтеводопроявления;ГРПгидравлический разрыв пласта;КИПконтрольно-измерительные приборы;КИПиАконтрольно-измерительные приборы и автоматика;ЛВЖлегковоспламеняющиеся жидкости;ЛЭПлинии электропередачи;МКДмежколонные давления;ММПмноголетнемерзлые породы;МНГКморской нефтегазовый комплекс;МППмежпластовые перетоки;МСПморская стационарная платформа;МФСБмногофункциональная система безопасности;МЭморская эстакада с приэстакадными нефтегазодобывающей и буровой площадками, искусственный остров;НКПРнижний концентрационный предел распространенияНКТнасосно-компрессорные трубы;ОЗЦожидание затвердения цемента;ОПКопробователь пластов на кабеле;ОПОопасный производственный объект;ПАСФПрофессиональное аварийное спасательное формирование (противофонтанная часть) по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов;ПБУплавучая буровая установка;ПВАпрострелочно-взрывная аппаратура;ПВОпротивовыбросовое оборудование;ПВРпрострелочно-взрывные работы;ПГРпромыслово-геофизические работы;ПДКпредельно допустимая концентрация;ПЛАплан мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий;ППВОподводное противовыбросовое оборудование;ППСпункты переключения в самоспасатели;ПТтрубопроводы систем сбора и транспортировки нефти и газа, принадлежащие пользователям недр, расположенные на лицензионных участках и между ними, от границ лицензионных участков до пунктов сдачи транспортным компаниям или потребителям;ПТКплавучий технологический комплекс;СИЗОДсредства индивидуальной защиты органов дыхания;СИЗсредства индивидуальной защиты;СКРсульфидно-коррозионное растрескиваниеСПБУсамоподъемная плавучая буровая установка;СПГсжиженный природный газ;ТПтрансформаторные подстанцииТРтехнологический регламент;УБТутяжеленные бурильные трубы;УКПГустановки комплексной подготовки газа;УППГустановка предварительной подготовки газа;УПНустановка подготовки нефти;УПСВустановка предварительного сброса пластовой водыЦСциркуляционная система;ЦПУцентральный пульт управления;ЭЦНэлектрический центробежный насос;ЭПБэкспертиза промышленной безопасности. Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Наименьшие расстояния объектов обустройства нефтяного месторождения от зданий и сооружений соседних предприятий, м п/пОбъектыЖилые здания, общежи тия, вахтовые посел киОбщест венные зданияПромыш ленные и сельско хозяйст венные предпри ятияЛЭП (ВЛ 6 кВ и выше)Электро подстан ции (35/6/ 110/35 кВ) 1 Устья нефтяных скважин - фонтанных, газлифтных, оборудованных ЭЦН30050010060100 2 Устья нефтяных скважин со станками-качалками, нагнетательных, ликвидированных150250503050 3 Здания и сооружения по добыче нефти категории А, Б300500100ПУЭ80 4 Факел для сжигания газа30050010060100 5 Свеча сброса газа3005001003030 Приложение № 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.

№ 534 Наименьшее расстояние между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений, м Здания и сооруженияНомер сооружения в графе "Здания и сооружения"12345678910111213141516171819202122232425 1. Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин55930393939100303939930999153025/1224303930-30 2. Устья нагнетательных скважин56915242424100302424915999151525/12243039++-15 3. Измерительные и сепарационные установки99++15+15603099+999+91525/12++1839++9+ 4. Дожимные насосные станции (технологические площадки)3015++15+156030+++1599+915++++1839+30+ 5. Аварийные вертикальные резервуары ДНС39241515+1530100151515151515+123030++++3939153915 6. УПСВ3924++15+156030+++1599+915++++1839+39+ 7. Печи и блоки огневого нагрева нефти392415153015+60301818151515915991591839153915 8. Факелы аварийного сжигания10010060601006060h фак h фак 1001006060606060601006060601006010060 9. Свечи для сброса газа30303030153030h фак +303030303030303030606060100603060 10. Компрессорные станции газлифта39249+15+1810030+9+15999915++++3030+39+ 11. Установки подготовки газа, цеха подготовки газа, конденсата39249+15+18100309++1599+915++++3030+39+ 12. Блоки газораспределительной аппаратуры, узлы учета нефти и газа, управления арматурой, запуска и приема шаров, арматурные блоки обвязки скважин99++15+156030+++15999915++++1830+9+ 13. Кустовые насосные станции системы Ш1Д30159151515156030151515++99915++++93015-15 14. Водораспределительные пункты, блоки напорной гребенки9999159156030999++99915++++9309-9 15. Дренажные, канализационные емкости9999+99603099999+99999930999 16. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола99++12+1560309+9999+915++++1830+9+ 17. Компрессорные воздуха151599309960309999999++99999169 18. Аппараты воздушного охлаждения3015151530159100301515151515915++9999153015 19. ТП напряжением до 10 кВ и распределительные устройства (открытые, закрытые)25/1225/1225/12++++++156060++++++++++9++99++++++++++++ 20. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления2424++++++++96060++++++++++9++99++++++++24++ 21. Вагон для обогрева персонала3030181839181860603030189991899+++++++183018 22. Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)393939393939391001003030303030303099++++++++393939 23. Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ, концевые сепарационные установки3015++15+156060+++1599+915++++1839153015 24. Устья эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин++9303939391003039399++991630++2430393040- 25 Насосная станция ЛВЖ, ГЖ3015++15+156060+++1599+915++++183915-9 ______________________________ + расстояния Правилами не устанавливаются; ++ расстояния определяются проектной документацией. Примечания: 1. В графе 19 расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и распределительные устройства, в знаменателе - до закрытых ТП и распределительных устройств. 2. h фкл - высота факельного ствола. Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Таблица № 1 Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (P абс ), парциального давления сернистого водорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором менее 890 нм3/м3 Исполнение оборудованияP абс P абс > 1,83 · 10 -6 Па (18,6 кгс/см2)CH2S 4% CH2S > 15% (объемных)CH2S CH2S > 0,075% (объемных)PH2S PH2S > 7,3 * 10 -4 10 ПаPH2S PH2S > 345 Пастандартное++--- +--стойкое к СКР--++-++ Таблица № 2 Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (P абс ), парциального давления сернистого водорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором более 890 нм3/м3 Исполнение оборудованияP абс P абс > 450 кПа (4,6 кгс/см2)CH2S CH2S > 10% (объемных) CH2S PH2S PH2S > 345 Пастандартное+-+--стойкое к СКР-+-++ Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Таблица № 1 Класс и границы взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей № п/пПомещения и пространстваКласс взрывоопасности1. Закрытые помещения, в которых установлены открытые технические устройства, аппараты, емкости или имеются выходы для паров нефти и легковоспламеняющихся газов (рис. 1), а также каналы, шахты, где возможны выход и накопление паров нефти или горючего газа, огороженные подроторные пространства буровых установок (рис. 2, 5, 9).Зона 02. Открытые пространства радиусом 1,5 м вокруг открытых технических устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис. 4), вокруг устья скважины (рис. 2), а также вокруг окончания труб, отводящих попутные или другие легковоспламеняющиеся газы (рис. 8а).Зона 03. Пространство внутри открытых и закрытых технических устройств и емкостей, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис. 1, 4, 7, 8).Зона 04. Закрытые помещения для хранения шлангов для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.Зона 05. Закрытые помещения, в которых установлены закрытые технологические устройства, оборудование, аппараты, узлы регулирующих, контролирующих, отключающих устройств, содержащие нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, горючие газы, где образование взрывоопасных смесей возможно только в случае поломки или неисправности оборудования. Закрытые помещения насосных для сточных вод.Зона 1 Примечание: помещения, в которых размещаются буровые насосы с подпорными насосами, трубопроводами ЦС и манифольдом и нет другого оборудования или аппаратов, могущих явиться источником взрывоопасных смесей, и которые отгорожены от других взрывоопасных помещений классов 0 и 1 стеной, относятся к взрывобезопасным.6. Открытые пространства:Зона 1 радиусом 1,5 м от зоны 0 по п. 2 (рис. 8а) и радиусом 3,5 м от зоны 0 (рис. 4); вокруг любых отверстий (двери, окна и прочее) из помещений зон 0 и 1, ограниченные расстояниями 3 м во все стороны (рис. 1); вокруг отверстий вытяжной вентиляции из помещений зон 0 и 1, ограниченные радиусом 3 м.7. Пространство под ротором, ограниченное цилиндром радиусом 3 м от оси скважины, на всю высоту до низа при открытом подроторном пространстве (рис. 2, 3) вокруг фонтанной арматуры, ограниченное расстоянием 3 м во все стороны (рис. 5).Зона 28. Пространство вокруг буровой вышки, простирающееся во все стороны на высоту вышки для бурения скважин на море и месторождениях, содержащих сернистый водород, в соответствии с параметрами, приведенными на рис. 2.Зона 29. Пространство вокруг буровой вышки, при открытом и огражденном подроторными пространствами в соответствии с классом и границами (рис. 3).Зона 2 Примечание: помещение буровой лебедки, отделенное от подроторного пространства и буровой площадки стеной, является взрывобезопасным.10. Открытые пространства вокруг закрытых и открытых технических устройств, оборудования в соответствии с классом и границами зон взрывоопасности на рис. 6, 7.Зона 211. Полузакрытые пространства, в которых расположена фонтанная арматура, в пределах ограждения.Зона 212. Открытые пространства вокруг окончания отводов газов (паров) из закрытых технических устройств, емкостей, аппаратов в соответствии с классом и границами зон взрывоопасности на рис. 8в.Зона 213. Полузакрытые пространства, в которых установлены технические устройства, оборудование, аппараты, узлы отключающих устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или легковоспламеняющиеся жидкости в пределах ограждения.Зона 214. Пространство вокруг агрегата для ремонта скважин в соответствии с параметрами на рис. 9.Зона 2 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 пространствоОткрытое 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 № 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 декабря 2020 г. № 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. ПЛА должен содержать: 5.1. Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнение мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений. 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. 6. В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены: 6.1. Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии. 6.2. Действия работников, ответственных за эвакуацию людей и проведение предусмотренных мероприятий. 6.3. Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии). 6.4. Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ. 6.5. Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны. 6.6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия работников по ликвидации аварий, предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий. Порядок взаимодействия с ПАСФ. 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 № 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 декабря 2020 г. № 534 Таблица № 1 Зоны безопасности при пневматических испытаниях трубопроводов Условный диаметр трубопровода, ммРадиус опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода, мРадиус опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, мРадиус опасной зоны при испытании в обе стороны от трубопровода, мДо 30040600100300 - 50060800150500 - 80060800200800 - 100010010002501000 - 14001001000250 Таблица № 2 Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов Диаметр трубопровода, ммРадиус опасной зоны при давлении испытания до 82,5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода, мРадиус опасной зоны при давлении испытания до 82,5 кгс/см2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, мРадиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода, мРадиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м100 - 30075600100900300 - 500758001001200500 - 800758001001200800 - 1000100100015015001000 - 140010010001501500 Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Таблица № 1 Зависимость наименьшей толщины стенки ПТ от его диаметра Наружный диаметр Dн, мм>= 426Наименьшая допустимая толщина стенки ПТ, мм2,02,53,03,54,0 Таблица № 2 Отбраковочные значения толщины стенок корпуса арматуры Номинальный диаметр DN80100 - 200250 - 400более 400Наименьшая допустимая толщина стенки, мм (при Pраб 34,567 Приложение № 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 декабря 2020 г. № 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 № 1 настоящего приложения. Таблица № 1 (рекомендуемый образец) Нормы технологи ческого режима п/пНаименова ние стадий процесса, аппараты, показатели режимаНомер позиции прибора на схемеЕдиница измере нияДопускаемые пределы технологичес ких параметровТребуемый класс точности измеритель ных приборовПримеча ние1234567 В графе таблицы № 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 № 2 настоящего приложения). Таблица № 2 (рекомендуемый образец) Аналитический контроль технологического процесса № п/пНаименование стадий процесса, анализируе мый продуктМесто отбора пробы (место установки средств измерений)Контролируемые показателиМетоды контроляНормаЧастота контроля1234567 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 № 3 настоящего приложения. Таблица № 3 (рекомендуемый образец) Перечень блокировок и сигнализации № п/пНаиме нова ние пара метраНаиме нова ние обору дова нияВеличина устанавливае мого предела значения параметраБлокировкаСигнализацияОперации по отключению, включению, переключе нию и другому воздействиюмини маль наямакси маль наямини маль наямакси маль наямини маль наямакси маль ная12345678910 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 № 4 настоящего приложения. Таблица № 4 (рекомендуемый образец) Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства № п/пНаименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производстваАгрегатное состояниеКласс опасностиТемпература,°CКонцентрационные пределы распространения пламениХарактеристика токсичности (воздействие на организм человека)Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производствен ных помещенийвспышкивоспламенениясамовоспла менениянижний пределверхний предел1234567891011 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 № 5 настоящего приложения. Таблица № 5 (рекомендуемый образец) Классификация технологических блоков по взрывоопасности № п/пНомер блокаНомера позиций аппаратуры, оборудования по технологической схеме, составляющие технологического блокаОтносительный энергетический потенциал технологического блокаКатегория взрывоопас ностиКлассы зон по уровню опасности возможных разрушений, травмирования работников123456 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 № 6 настоящего приложения. Таблица № 6 (рекомендуемый образец) Краткая характеристика технологического оборудования № п/пНаименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.п.)Номер позиции по схеме, индекс (заполняется при необходимости)Количес тво, шт.МатериалМетоды защиты металла оборудования от коррозии (заполняется при необходи мости)Техни ческая характе ристика1234567 Наименование оборудования указывается в соответствии с техническим паспортом (формуляром) на оборудование. Краткая характеристика регулирующих клапанов приводится в соответствии с таблицей № 7 настоящего приложения. Таблица № 7 (рекомендуемый образец) Краткая характеристика регулирующих клапанов № п/п№ позиций по схемеМесто установки клапанаНазначение клапанаТип клапана12345 Краткая характеристика предохранительных клапанов (если они имеются) приводится в соответствии с таблицей № 8 настоящего приложения. Таблица № 8 (рекомендуемый образец) Краткая характеристика предохранительных клапанов № п/пМесто установки клапана (индекс защищае мого аппарата)Расчетное давление защищае мого аппаратаОперативное (технологи ческое) давление в аппаратеУстановоч ное давление контроль ного клапанаУстановоч ное давление рабочего клапанаНаправление сброса контроль ного и рабочего клапана1234567 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 № 9 настоящего приложения. Таблица № 9 (рекомендуемый образец) Экспликация оборудования № п/пНаименование оборудованияИндекс по схемеКоличество1234 Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Таблица № 1 (рекомендуемый образец) Форма оформления изменений в ТР № п/п№ раздела, страницыСтарая редакцияНовая редакцияОбоснование изменения и дополнения12345 Таблица № 2 (рекомендуемый образец) Лист регистрации изменений в ТР Изм.Номера листов (страниц)Всего листов (стр.) в докумен те№ доку ментаВходящий № сопрово дительного документаПод письДатаизме нен ныхзаме нен ныхнов ыханну лиро ван ных12345678910 Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 АКТ № ___ от _______ о ликвидации скважины № ______ (месторождение, предприятие) Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о нижеследующем: 1. Скважина № ___, пробуренная _____________ в ____ году в соответствии с проектом № ___ от _______ г., разработанным ________________, находящаяся на балансе _____, ликвидирована ________ по категории ______ в соответствии с главой LVIII федеральных норм и правил "Правила безопасности в нефтяной, нефтяной 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: - фонтанная арматура и колонная головка __________________ - НКТ __________________ в количестве _________________ тн - комплекс внутрискважинного оборудования ________________ - обсадные трубы ___________ в количестве ____________ тн. - обсадные трубы ___________ в количестве ____________ тн. 6. Все материалы по ликвидированной скважине № __________ сброшюрованы, заверены печатью, подписями и переданы на хранение _________________.Уполномоченный представитель территориального органа Ростехнадзора Уполномоченный представитель организации- недропользователя Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Минимальные площади поперечных сечений горизонтальных и наклонных горных выработок в свету Горные выработкиМинимальные площади поперечных сечений, м 2 Минимальная высота от почвы (головки рельсов) до крепи или оборудования, м 1. Главные откаточные и вентиляционные горные выработки, людские ходки для механизированной перевозки9,01,9 2. Участковые горные выработки, находящиеся в зоне влияния очистных работ, людские ходки, не предназначенные для механизированной перевозки людей4,51,8 3. Главные откаточные и вентиляционные горные выработки, введенные в действие до 1987 года: закрепленные деревянной, сборной железобетонной, металлической крепью4,51,9 закрепленные каменной, монолитной, железобетонной, бетонной, гладкостенной сборной железобетонной крепью4,01,9 участковые вентиляционные, промежуточные и конвейерные штреки, людские ходки, участковые бремсберги и уклоны3,71,8 Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Ширина проходов для людей и величина зазоров между крепью, оборудованием, трубопроводами и подвижным составом на месторождениях, разрабатываемых шахтным способом ВыработкиВид транспортаРасположениеМинимальная величина, мПримечаниепроходазазора123456 1. Горизонтальные, наклонныеРельсовыйМежду крепью и подвижным составом0,70,25При деревянной, металлической и рамных конструкциях железобетонной и бетонной крепи0,70,2При сплошной бетонной, каменной и железобетонной крепи1,0-В местах посадки людей в пассажирские вагоныМежду подвижными составами на параллельных путях0,2При двухсторонней посадке проход шириной 1,0 м делается с двух сторон 2. Горизонтальные, наклонныеКонвейер ныйМежду крепью и конвейером0,70,4От верхней выступающей части конвейера до верхняка-0,5От натяжных и приводных головок до верхняка-0,6 3. Горизонтальные, наклонныеМонорель совыйМежду крепью и подвижным составом0,70,2При скорости движения до 1 м/с0,850,3При скорости движения более 1 м/сМежду днищем сосуда или нижней кромкой перевозимого груза и почвой горной выработки-0,4 4. НаклонныеКанатно-кресельные дорогиМежду крепью и осью каната0,70,6На высоте зажима подвески 5. ГоризонтальныеКонвейер ный с рельсовымМежду крепью и подвижным составом0,7-Между крепью и конвейером-0,4Между подвижным составом и конвейером-0,4 6. НаклонныеКонвейер ный с рельсовымМежду крепью и конвейером0,7-При проведении указанных горных выработок проход допускается иметь со стороныМежду крепью и подвижным составом-0,25Между подвижным составом и конвейером-0,4подвижного состава 7. Горизонтальные, наклонныеКонвейеры с монорель совыми или надпочвен ными дорогамиМежду крепью и подвижным составом0,7-Между крепью и конвейером-0,4Между подвижным составом и конвейером-0,4 8. Горизонтальные, наклонныеМонорель совая дорога, расположен ная над конвейеромМежду подвижным составом и конвейером-0,5 9. НаклонныеКанатно-рельсовые дорогиМежду канатом и конвейером-1,0 10. Горные выработки, служащие для перепускания породы или закладочных материалов на откаточный горизонт самотеком, имеющие два отделения или оборудованные металлическими трубамиУстройство для перепускаМежду крепью и отшивом или металличес кими трубами0,8- 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 № 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 декабря 2020 г. № 534 Максимально допустимые концентрации оксида углерода, окислов азота, сернистого ангидрида, сернистого водорода (вредных газов) и углеводородов (C 1 - C 10 ) в рудничной атмосфере горных выработок нефтяных шахт Газы и парыМаксимально допустимая концентрация% (по объему)мг/м 3 Оксид углерода (CO)0,0017020 Оксиды азота (в перерасчете на NO 2 )0,000265 Сернистый ангидрид (SO 2 )0,0003810 Сернистый водород (H 2 S)0,0007110 Углеводороды (C 1 - C 10 )-300 Сернистый водород в смеси с углеводородами (C 1 - C 5 )0,00023 Приложение № 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 декабря 2020 г. № 534 Максимально допустимые суммарные концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничной атмосфере опасных по газу нефтяных шахт Место измерения (вентиляционная струя)Максимально допустимая суммарная концентрация углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничной атмосфере нефтяных шахтпри измерении в % по объемупри измерении в % от НКПР пламени данной смесив нефтяных шахтах I группыв нефтяных шахтах II группыИсходящая струя воздуха из крыла (шахты)0,750,615Прочие исходящие струи воздуха1,00,820Поступающая в рабочую выработку или камеру за счет общешахтной депрессии струя воздуха, а также струя свежего воздуха в местах установки ВМП0,50,410Местные скопления21,645При включении электроэнергии10,820При проведении взрывных работ10,820Скважины и шпурыне нормируется ______________________________ Средняя в поперечном сечении вентиляционной струи концентрация. Приложение № 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 декабря 2020 г. № 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, м 2 . 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, м 2 , 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, м 3 /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 № 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 № 1. Горно-геологические и горнотехнические условия, при которых участок горной выработки относится к участкам, опасным по слоевым скоплениям Тип выработок Участки выработки Условия, при которых участки выработки относят к опаснымВыработки, проводимые по нефтенасыщенным породамТупиковые части выработок по всей их длинеПри одном из следующих условий: 1. средняя скорость движения воздуха в 10 м от забоя меньше 1 м/с; 2. наличие разрывных геологических нарушений.Выработки, проводимые по пустым породамУчастки длиной 200 м, примыкающие к забоям выработокПри одном из следующих условий: 1. наличие разрывных геологических нарушений; 2. наличие пересекаемых выработкой газоносных пластов при средней скорости движения воздуха в месте пересечения менее 1 м/с; 3. в кровле или почве на расстоянии не более 10 м от выработки имеются газоносные пласты.Участки длиной 20 м от действующего суфляра по направлению движения вентиляционной струи.Всегда. 51. Измерения суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в целях обнаружения их слоевых скоплений проводятся в местах, указанных в таблице № 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 № 2. Места контроля за слоевыми скоплениями углеводородных газов Тип выработокУчастки подготовительных выработок, опасных по слоевым скоплениям углеводородных газов и паров жидких углеводородовМеста контроля за слоевыми скоплениями углеводородных газов в подготовительных выработках в зависимости от условий, по которым они отнесены к опаснымсредняя скорость движения воздуха менее 1 м/с, наличие в кровле и почве газоносных пластов на расстоянии менее 10 мналичие разрывных геологических нарушений Выработки, проводимые по нефтенасыщен ным породамТупиковые части выработокНачиная с 10 м от забоя и далее через 15 - 20 м по направлению движения воздушной струи на участке длиной 200 мУ нарушения, расположенного в любой части тупика, и на расстоянии 20 м от нарушения по направлению движения воздушной струи; у нарушения, расположенного не далее 200 м от подготовительных и добычных выработокУчастки длиной 200 м с исходящей струей, примыкающие к забоям подготовительных выработок и к добычным выработкам.Начиная с 10 м от забоя и далее через 15 - 20 м по направлению движения воздушной струи на участке длиной 200 мУ нарушения, расположенного в любой части тупика, и на расстоянии 20 м от нарушения по направлению движения воздушной струи; у нарушения, расположенного не далее 200 м от подготовительных и добычных выработокТупиковые части погашаемых выработок по всей их длинеПод кровлей и у почвы выработки у завала или перемычки, изолирующей погашенную часть, и у входа в тупик, а также, через 15 - 20 м по всей длине тупика Выработки, проводимые по пустым породамУчастки длиной 200 м, примыкающие к забоям выработокНачиная с 10 м от забоя и далее через 15 - 20 м по направлению движения воздушной струи на участке длиной 200 мУ нарушения, расположенного не далее 200 м от забоя, и на расстоянии 20 м от нарушения по направлению движения воздушной струи 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·N CM , где K - концентрация смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов в рудничном воздухе, % (от НКПР смеси); N CM - НКПР смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов, %. , где S 1 , S 2 ... S n - содержание каждого углеводородного газа или пара в смеси, определенное по лабораторному анализу, % (по объему); N 1 , N 2 ... N n - 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, м 3 /мин., определяется по формуле: I = 0,01QC, где Q - расход рудничного воздуха в пункте измерения, м 3 /мин; C - концентрация смеси в рудничном воздухе в пункте измерения, %. C = C 1 + C 2 + C 3 +...+ C n , где C 1 , C 2 , C 3 ... C n - 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 , м 3 /мин., проходившего в пункте измерения в течение месяца, определяется по формуле: , где Q i , - расход рудничного воздуха в пункте измерения, м 3 /мин.; C ti - средняя за сутки концентрация смеси по данным системы АГК, % (по объему); n в - число измерений расхода рудничного воздуха в месяц, шт.; n t - 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 C Пi - средняя за сутки концентрация смеси по данным переносных приборов, % (по объему); n п - 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 Q i подставляются средние за сутки значения расхода рудничного воздуха по данным систем АГК, а вместо n в - 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) , м 3 /мин., определяется по формуле: , где - сумма расходов смеси, определенная по результатам всех измерений, проведенных в данном пункте в течение года (месяца), м 3 /мин.; n - число определений расхода смеси за год (месяц), принятое к расчету, шт. Если при определении расхода смеси значения I = 0 м 3 /мин., то такие измерения в расчет не принимаются. 58. Расход смеси, I тр , м 3 /мин., проходившей при каждом измерении по дегазационному трубопроводу, определяется по формуле: , где - сумма расходов смеси, отсасываемой из добывающих скважин, добычного блока, м 3 /мин; - сумма расходов смеси, отсасываемой из дегазационных скважин, м 3 /мин. 59. Средний расход смеси, , м 3 /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), м 3 /мин.; n тр - 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, м 3 /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, м 3 /мин.; - средний расход смеси, проходившей в пунктах измерений, расположенных в начале выработки (или ее участка), считая по ходу вентиляционной струи, м 3 /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, м 3 /мин.; - суммарный расход смеси, уносимой из выработки ответвляющимися вентиляционными струями, расположенными между начальными и конечными пунктами, м 3 /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 № 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 декабря 2020 г. № 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 № 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 15 декабря 2020 г. № 534 Максимально допустимые скорости воздуха в горных выработках нефтяных шахт Горные выработки, вентиляционные устройстваМаксимальная скорость воздуха, м/с Вентиляционные скважиныНе ограничена Стволы с подъемными установками, предназначенными только для подъема людей в аварийных случаях, каналы вентиляторов15 Стволы, предназначенные только для спуска и подъема грузов12 Кроссинги трубчатые и типа перекидных мостов10 Стволы для спуска и подъема людей и грузов, квершлаги, главные откаточные и вентиляционные штреки, капитальные и панельные бремсберги и уклоны8 Все прочие горные выработки6 Призабойные пространства тупиковых подготовительных выработок, находящихся в проходке или поддерживаемых (пространства между забоями выработок и концами вентиляционных труб или перегородок)4 Приложение № 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 15 декабря 2020 г. № 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 № 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 15 декабря 2020 г. № 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 № 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 15 декабря 2020 г. № 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 № 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 15 декабря 2020 г. № 534 Максимальная скорость подъема и спуска людей и грузов по вертикальным и наклонным горным выработкам Наименование горных выработокМаксимальная скорость подъема и спуска, м/слюдейгрузов Вертикальные горные выработки, оборудованные:Определяются проектной документацией клетями12 скипами- Наклонные горные выработки, оборудованные: скипами-7 вагонетками55 Вертикальные горные выработки в проходке, оборудованные: бадьями (по направляющим)812 бадьями (без направляющих)12 подвесным проходческим оборудованием-0,2 спасательными лестницами0,35- Спуск негабаритов по вертикальным и наклонным горным выработкам-1/3 номинальной скорости для данного подъема Приложение № 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 15 декабря 2020 г. № 534 Величина среднего замедления подъемной установки при подъеме расчетного груза Угол наклона горной выработки, град510152025304050 и более Величина замедления, м/с 2 0,81,21,82,53,03,54,55,0 Приложение № 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 15 декабря 2020 г. № 534 Эксплуатационные зазоры между максимально выступающими частями подъемных устройств стационарных подъемных установок, крепью и расстрелами в вертикальных стволах Вид крепи стволаВид и расположение армированияНаименование зазораМинималь ная величина зазора, ммПримечание12345 1. ДеревяннаяДеревянная и металлическая с одно- и двусторонним расположением проводниковМежду подъемными сосудами и крепью200Для шахт, находящихся в эксплуатации, в случае особо стесненного расположения подъемных сосудов в стволе с деревянной армировкой допускается зазор не менее 150 мм при лобовом расположении проводников, а также при двустороннем, если наиболее выступающая часть сосуда отстоит от оси проводников не более чем на 1 м 2. Бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяМеталлическая с одно- и двусторонним расположением проводниковМежду подъемными сосудами и крепью150 3. Бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяДеревянная с одно- и двусторонним расположением проводников200 4. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговаяМеталлические и деревянные расстрелы, не несущие проводникиМежду подъемными сосудами и расстрелами150При особо стесненном расположении подъемных сосудов в стволе этот зазор может быть уменьшен до 100 мм 5. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговаяМежду подъемными сосудами расстрел отсутствуетМежду двумя движущимися сосудами200При жестких проводниках 6. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяОдностороннее, двустороннее боковое и лобовое расположение проводниковМежду клетью и элементами посадочных устройств60 7. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяОдностороннее, двустороннее боковое и лобовое расположение проводниковМежду расстрелами и выступающими частями подъемных сосудов, удаленных от оси проводников на расстояние до 750 мм40При наличии на подъемном сосуде выступающих разгрузочных роликов зазор между роликом и расстрелом увеличивается на 25 мм 8. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяДеревянная с расположением по торцам подъемного сосудаМежду расстрелом, несущим проводником и клетью50 9. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяМеталлическая и деревянная, независимо от расположения проводниковМежду наружной кромкой башмака подъемного сосуда и зажимным устройством для крепления проводников к расстрелам15 10. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговая, бетонитоваяОдностороннее, двустороннее и лобовое расположение проводниковМежду наиболее выступающими и удаленными от центра частями сосуда и расстрелом с учетом износа проводников и лап и возможного поворота сосуда25Для проектируемых нефтяных шахт 11. Деревянная, бетонная, кирпичная, тюбинговаяМеталлическая и деревянная, независимо от расположения проводниковМежду рельсами приемных площадок и клетей30 12. Все виды крепиКанатные проводники одноканатного подъемаМежду движущимися сосудами одного подъема300Между движущимися сосудами смежных подъемов350Между подъемным сосудом и крепью, расстрелом или отшивкой в стволе240 Приложение № 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 15 декабря 2020 г. № 534 Минимальные отношения величин моментов, развиваемых предохранительным тормозом при заторможенном состоянии машины, к статическим моментам Угол наклона, градусДо 15202530 и более K = Mторг / Mстат1,82,02,63,0 Приложение № 26 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. № 534 Число насосных агрегатов на нефтяных шахтах с притоком воды, превышающим производительность одного насосного агрегата Общее число насосных агрегатовВ том числе:в работев резервев ремонте4211531174218521962111731 Приложение № 27 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. № 534 Электроснабжение и применение электрооборудования в проветриваемых вентиляторами местного проветривания тупиковых горных выработках нефтяных шахт, опасных по газу 1. Размещение и подключение электрооборудования в тупиковых выработках выполняются в соответствии с проектом системы АГК. 2. Питание рабочего и резервного ВМП в нефтяных шахтах, опасных по газу, осуществляется от передвижных подстанций. Электрическая сеть резервного ВМП отделяется от других электроприемников передвижных подстанций с помощью автоматических выключателей. 3. При установке передвижных подстанций в выработках, проветриваемых ВМП, устанавливается аппаратура автоматического контроля содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов и контроля подачи воздуха вентилятором, которая воздействует на КРУ этой подстанции, установленное на свежей струе воздуха. В электрической сети напряжением выше 1140 В, от которой питается передвижная подстанция, устанавливается защита от однофазных замыканий на землю. 4. Групповой аппарат и другие аппараты, включенные в сеть до него, устанавливаются на свежей струе воздуха с таким расчетом, чтобы при разгазировании тупиковой выработки исходящая из нее струя воздуха проходила не ближе 10 м от этих аппаратов. 5. В качестве группового аппарата применяются электрические аппараты (магнитные пускатели, автоматические выключатели, высоковольтные ячейки, групповые контакторы в КРУ), имеющие БРУ, нулевую защиту и искробезопасные параметры цепи дистанционного управления. 6. При применении аппаратуры контроля расхода воздуха и содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов включение и отключение группового аппарата осуществляется дистанционно с помощью кнопочного поста, расположенного в 20 - 50 м от забоя тупиковой выработки, или телемеханически горным диспетчером нефтяной шахты по командам, передаваемым по телефону из забоя тупиковой выработки, с последующей обратной связью от горного диспетчера. Дистанционное управление групповым аппаратом осуществляется по трехпроводной схеме. При использовании в качестве группового аппарата высоковольтной ячейки с искроопасными параметрами цепи управления включение ячейки производится с места ее установки по командам, передаваемым по телефону от передвижной подстанции в тупиковой выработке. При этом рукоятка привода ячейки снимается, а управление ею осуществляется с помощью кнопочного поста, расположенного возле ячейки. При телемеханическом управлении групповым аппаратом осуществляется телеизмерение с записью в архив и в журнал оператора АГК. В журнале указываются дата и время включения и отключения группового аппарата, фамилия лица, подавшего команду, данные о суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в исходящей струе воздуха перед выполнением команды, фамилия и подпись лица, выполнившего команду. Управление групповыми аппаратами осуществляется специально назначенными лицами, имеющими соответствующую группу по электробезопасности. 7. Для обеспечения непрерывной работы ВМП его пускатель подключается ко вводу общего автоматического выключателя РП участка с помощью отдельного автоматического выключателя, не имеющего нулевой защиты. С этой же целью технологически не связанные между собой электроприемники подключаются к отдельным РП с установленными на вводе каждого из них автоматическими выключателями. При применении в качестве группового аппарата и для управления ВМП магнитных пускателей, имеющих блокировочный разъединитель в обособленном взрывозащищенном отделении, автоматические выключатели перед ним не устанавливаются, если защита этих пускателей обеспечивается автоматическим выключателем, установленным в передвижных подстанциях или в РП. Автоматический выключатель перед групповым аппаратом допускается не устанавливать, если расстояние между последним и общим автоматическим выключателем РП участка не более 20 м. 8. Плановые остановки ВМП в связи с ремонтом электрооборудования, проводятся только по письменному разрешению технического руководителя обособленного структурного подразделения или лица, его замещающего. В случае аварийной остановки ВМП оповещается горный диспетчер нефтяной шахты, который сообщает об этом техническому руководителю обособленного структурного подразделения или лицу, его замещающему. 9. Питание аппаратуры контроля расхода воздуха осуществляется от пускателя вентилятора, а аппаратуры контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов - с ввода общего выключателя. Длина кабелей для электрической блокировки исполнительных устройств этой аппаратуры с групповыми аппаратами не должна превышать 20 м, если цепь этой блокировки не имеет защиты от замыкания жил. 10. Аппаратура контроля расхода воздуха и суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов должна работать непрерывно. При нарушении нормального режима проветривания тупиковой выработки или при суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов в местах контроля выше максимальных суммарных концентраций, приведенных в приложении № 5 к настоящим Правилам, аппаратура совместно с групповым аппаратом автоматически отключает напряжение со всего электрооборудования, расположенного в тупиковой выработке. Групповой аппарат автоматически отключается при выключении пускателя ВМП, для чего между этими аппаратами осуществляется электрическая блокировка. 11. При обнаружении неисправностей аппаратуры контроля расхода воздуха и автоматического контроля содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов или присоединенных к этой аппаратуре кабелей, при переноске указанной аппаратуры работы по проведению горных выработок не допускаются и принимаются меры по устранению неисправностей. 12. Длина кабеля для питания аппаратуры контроля расхода воздуха, средств автоматизации и другого отдельно устанавливаемого оборудования от искроопасного источника напряжением до 42 В, встроенного в магнитные пускатели, станции управления, не должна превышать 20 м. Для подсоединения такого электрооборудования в сети напряжением до 42 В не допускается применение тройниковых муфт и аналогичных устройств. 13. При нарушении проветривания тупиковой выработки или при загазировании отдельных ее мест автоматический выключатель должен снимать напряжение с электрооборудования тупиковой выработки. На заблокированную в выключенном положении рукоятку разъединителя аппарата должна вывешиваться предупреждающая надпись "Не включать - выработка загазована!". Снимать указанную надпись допускается только после полного разгазирования выработки и проверки состояния электрооборудования.