правила - Комитет по чрезвычайным ситуациям

Утверждены
приказом Министра по
чрезвычайным ситуациям
Республики Казахстан
№ ___ от «___» ________ 2008 г.
ПРАВИЛА
промышленной безопасности при разработке нефтяных и
газовых месторождений в Республике Казахстан
Раздел 1. Общие положения
Подраздел 1. Область применения
1. Настоящие Правила промышленной безопасности при разработке
нефтяных и газовых месторождений в Республике Казахстан (далее  Правила)
разработаны в соответствии с Законом Республики Казахстан «О
промышленной безопасности на опасных производственных объектах», «О
нефти», «О техническом регулировании» и другими нормативными правовыми
актами, нормативными документами в области промышленной, пожарной и
экологической безопасности, охраны труда, охраны недр и окружающей среды,
указанные в Приложении 1.
2. Правила действуют в дополнение к нормативным документам,
введенным в действие постановлениями Правительства Республики Казахстан,
уполномоченными
и
компетентными
государственными
органами
регламентирующими проведение нефтяных операций.
3. Правила применяются при проектировании, строительстве,
эксплуатации, консервации и ликвидации объектов нефтяных операций
включая:
1) обустройство инфраструктуры, разработку и эксплуатацию нефтяных,
газовых и газоконденсатных месторождений (далее – НГМ);
2) научно-исследовательские, проектные и конструкторские работы;
3) обучение, подготовку и допуск персонала;
4) разработку производственной, технической и технологической
документации, инструкций по безопасности.
4. Действие Правил распространяется на юридических и физических лиц,
связанных с разработкой НГМ.
Для месторождений с наличием сероводорода, при ведении аварийных и
спасательных работ устанавливаются дополнительные требования по
промышленной безопасности согласованные в установленном порядке
органами государственного контроля.
2
Разработка НГМ на море и внутренних водоёмах, закачка
углеводородных газов в пласты производится в соответствии со специальными
правилами действующими в Республике Казахстан.
5. В правилах использованы ссылки на нормативные правовые акты,
документы и стандарты указанные в Приложении 1.
6. Терминология и определения принятые в Правилах указаны в
соответствии с нормативными правовыми актами, документами и стандартами,
с учетом специфики разработки НГМ.
1) разработка НГМ – комплекс технологических процессов и систем
добычи углеводородов включающий проектирование,
обустройство,
эксплуатацию, консервацию и ликвидацию объектов при проведении нефтяных
операций;
2) нефтяные операции – работы по добыче и подготовке нефти, газа и
конденсата проводимые на суше и водной акватории;
3) объект нефтяных операций – комплекс сооружений и оборудования
предназначенных для технологического процесса или отдельного цикла
добычи, подготовки и транспортировки углеводородов;
4) компетентный орган – государственный орган определяемый
Правительством Республики Казахстан и действующий от имени Республики
Казахстан в осуществлении прав, связанных с государственным
регулированием при проведении нефтяных операций, заключением и
исполнением контрактов;
5) подрядчик - физическое или юридическое лицо, заключившее с
компетентным органом контракт на проведение нефтяных операций или
договор с организацией имеющей право на разработку НГМ;
6) добыча – операции связанные с извлечением углеводородов на
поверхность и включающие эксплуатацию подземного и наземного
оборудования и сооружений от скважины до места отгрузки в магистральный
нефтепровод и (или) на другой вид транспорта, организацию и поддержание
безопасных технологических процессов в скважинах и наземном оборудовании,
обработку и очистку углеводородов от механических и вредных примесей,
пластовой воды, утилизацию производственных отходов, попутного газа и
сточных вод;
7) промышленная безопасность – состояние защищенности физических
и юридических лиц, окружающей среды от аварий на опасных
производственных объектах и последствий указанных аварий;
8) авария – разрушение зданий, сооружений и (или) технических
устройств,
применяемых
на
опасном
производственном
объекте,
неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ;
9) аварийная и опасная ситуация – отклонение от безопасного
технологического процесса, повреждение механизмов, оборудования и
сооружений;
10) уполномоченный орган – государственный орган, осуществляющий
государственное регулирование в области промышленной безопасности;
3
11) пожарная безопасность – состояние защищенности людей,
имущества, собственности, общества и государства от пожаров;
12) чрезвычайная ситуация - обстановка на определенной территории,
возникшая в результате аварии, бедствия или катастрофы, которые повлекли
или могут повлечь гибель людей, ущерб их здоровью, окружающей среде и
объектам хозяйствования, значительные материальные потери и нарушение
условий жизнедеятельности населения;
13) предупреждение чрезвычайных ситуаций - комплекс мероприятий,
проводимых заблаговременно и направленных на максимально возможное
уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций, сохранение
здоровья и жизни людей, снижение размеров ущерба и материальных потерь;
14) ликвидация чрезвычайных ситуаций - спасательные, аварийновосстановительные и другие неотложные работы, проводимые при
возникновении чрезвычайных ситуаций и направленные на спасение жизни и
сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба и материальных
потерь, а также на локализацию зон чрезвычайных ситуаций;
15) декларация безопасности промышленного объекта - документ,
информирующий о характере и масштабах возможных чрезвычайных ситуаций
на промышленном объекте и объявляющий о принятых мерах по их
предупреждению и ликвидации на этапах ввода в эксплуатацию, его
функционирования и вывода из эксплуатации;
16) экспертиза
промышленной
безопасности
–
научноисследовательская работа по проектной, технической, технологической и
нормативной документации для объектов разработки НГМ, выполняемая
специализированной аттестованной организацией и государственными
органами с целью установления соответствия требованиям промышленной
безопасности и выдачей экспертного заключения.
7. Обозначения и сокращения, используемые в правилах, указаны в
Приложении 2.
Подраздел 2. Организационно- технические требования
8. В Правилах установлены положения и требования по промышленной
безопасности обязательные для исполнения на всех этапах разработки НГМ,
добычи, сбору и подготовке углеводородного сырья в соответствии с
действующими законодательными актами, нормативными документами и
стандартами, действующими в Республике Казахстан.
Временные отклонения от требований Правил производятся по
обоснованию исполнителя работ или заказчика при условии согласования с
проектной
организацией,
органами
государственного
контроля
за
чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью (далее - ГК ЧС
ПБ) и обеспечения безопасности объекта, персонала и окружающей среды, с
указанием периода или срока действия.
4
9. Правила определяют требования, необходимые для создания
безопасных условий труда и не ограничивают применение более высоких
требований принятых в международной практике, наилучших доступных
технологий при разработке НГМ, в установленном порядке.
10. Правила предусматривают выполнение требований действующих
межотраслевых и отраслевых нормативных документов в области
промышленной, пожарной, экологической безопасности, охраны труда, недр и
окружающей среды, действующих в Республике Казахстан.
В случае несоответствия между отдельными положениями нормативных
документов (НД) приоритетное значение имеют более высокие требования
промышленной безопасности.
11. Применение международных и иностранных правил, норм, стандартов
промышленной безопасности для разработки НГМ производится в
соответствии с законодательством Республики Казахстан и указывается при
заключении контрактов (договоров) на проведение нефтяных операций.
12. Правила являются основанием для проведения внешних и внутренних
инспекций и аудитов по промышленной безопасности, организации
производственного контроля при разработке НГМ.
13. Изменения и дополнения в Правила вносятся по решению
уполномоченного органа, в случаях изменения и введения новых
законодательных и нормативных правовых актов, стандартов и других
отраслевых нормативных документов, а также по предложению пользователей
Правил, органов ГК ЧС ПБ.
14. Для взрывопожароопасных объектов разрабатываются технологические регламенты, положение о производственном контроле, инструкции по
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, план
ликвидации возможных аварий далее (ПЛВА), которые согласовываются с
органами ГК ЧС ПБ и утверждаются организацией имеющей разрешительные
документы на выполнение работ.
15. Организации проводящие нефтяные операции обеспечивают
получение разрешительных документов на разработку НГМ, лицензирование
по видам деятельности, техническое регулирование, проведение экспертизы
декларирование безопасности в соответствии с законодательными и
нормативными правовыми актами Республики Казахстан, действующими
правилами и стандартами.
16. Ввод в эксплуатацию и приемочные испытания объектов разработки
НГМ проводятся комиссией с участием представителя уполномоченного органа
в установленном порядке. При приемке в эксплуатацию опасных
производственных объектов производится проверка их соответствия проектной
документации и требованиям безопасности, устанавливается готовность
организации к эксплуатации объектов и действиям по предупреждению,
локализации и ликвидации опасной, аварийной и чрезвычайной ситуации,
взрывов и пожаров.
Проверка технического состояния и требований безопасности перед
пуском объектов НГМ и входящих в его состав зданий, сооружений,
5
оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих
устройств, систем автоматизации, блокировок, вентиляции, связи,
пожаротушения, наличия средств индивидуальной и коллективной защиты и
других систем ведется по плану, утвержденному нефтегазодобывающей
организацией. Планом также предусматривается проверка
состояния
территории и подъездных дорог, охранной и санитарно-защитной зоны.
Технологические процессы осуществляются в соответствии с
утвержденным регламентом и проектом. Структура, состав, порядок
согласования и утверждения технологического регламента определяется
нефтегазодобывающей или проектной организацией в соответствии с проектом
и требованиями безопасности.
17. В организации и на объектах в соответствии с принятой системой
управления промышленной безопасностью, охраной труда необходимо
организовать и осуществлять производственный контроль за соблюдением
требований Правил и НД по безопасности, предупреждению аварий, пожаров и
травматизма.
18. Организации, выполняющие разработку НГМ, обеспечивают
безопасное ведение работ, а также соблюдение утвержденных в установленном
порядке проектов, стандартов, норм, правил по безопасной технологии и
эксплуатации НГМ, оборудования, охраны недр и окружающей среды.
19. Обеспечение и комплектация объектов разработки НГМ пожарной
техникой, средствами противопожарной защиты и пожаротушения
производится в соответствии с проектом и правилами, регламентирующими
требования по пожарной безопасности.
Нормативная потребность количества первичных средств пожаротушения
указана в Приложении 3.
20. Безопасная эксплуатация сосудов работающих под давлением,
грузоподъемных кранов, котлов, газовых приборов и оборудования,
компрессорных и факельных установок, электрического оборудования и
установок, трубопроводов производится в соответствии со специальными
правилами.
21. Проектная документация для обустройства НГМ разрабатывается на
основании задания, проектов и схем разработки, пробной эксплуатации,
утвержденных и согласованных в установленном порядке.
Объекты разработки НГМ должны соответствовать климатическим,
геологическим и сейсмическим условиям, требованиям взрывопожаробезопасности, охраны труда, охраны недр и окружающей среды.
22. Организация, эксплуатирующая опасные производственные объекты
разработки НГМ, устанавливает взаимодействие с профессиональными
аварийно-спасательными службами по обслуживанию опасных объектов, а в
случаях предусмотренных законодательством Республики Казахстан, создает
собственные профессиональные аварийно-спасательные службы, а также
нештатные аварийно-спасательные формирования из состава специальных
подготовленных работников объектов разработки НГМ.
23. Организации представляют органам ГК ЧС ПБ декларацию
6
промышленной безопасности опасного производственного объекта в
установленном порядке.
24. Организации производят обязательное страхование персонала в
случае травматизма и производственной деятельности связанной с опасностью
причинения вреда третьим лицам, в соответствии с законодательством
Республики Казахстан.
25. При работе на одном объекте НГМ нескольких организацийподрядчиков условия управления производством и контроля работ по
безопасности
определяется положением
о взаимодействии между
организациями, утвержденным совместно руководителями этих организаций, а
при работе нескольких подразделений одной организации – регламентом,
устанавливаемым работодателем (руководителем организации).
26. Электрические установки и оборудование на объектах разработки
НГМ, обслуживаются персоналом, имеющим соответствующую квалификацию
и допуск к работе, в соответствии со специальными правилами.
27. Консервация и ликвидация объектов разработки НГМ производится в
соответствии со специальными положениями и инструкциями, утвержденными
и компетентными органами Республики Казахстан, по плану согласованному
органами ГК ЧС ПБ.
28. Производство газоопасных, взрывопожароопасных и других опасных
работ на НГМ, где имеется или может возникнуть воздействие опасных и
вредных производственных факторов (ОВПФ), осуществляется по нарядудопуску, указанному в Приложении 4.
Перечень опасных работ, порядок оформления нарядов-допусков, а также
перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими
работами, утверждаются руководителем организации. Производство работ
повышенной опасности осуществляется в соответствии с инструкциями,
устанавливающими требования к организации и безопасному проведению
таких работ, утвержденными руководителем организации и согласованными
органами ГК ЧС ПБ.
29. Оборудование, установки, технические средства, материалы и
химические вещества, средства индивидуальной и коллективной защиты, в том
числе иностранного производства, используемые в технологических процессах
при разработке НГМ, должны соответствовать требованиям промышленной
безопасности и охраны труда, условиям лицензирования и технического
регулирования установленным в Республике Казахстан, а также санитарноэпидемиологическим правилам и нормам (далее – СанПиН).
30. В организации выполняющей разработку НГМ находятся
разрешительные документы, утвержденная и согласованная проектная и
пусковая документация и другие документы регламентирующие условия
безопасности для объектов и персонала.
Объекты НГМ обеспечиваются технологическими регламентами,
планами ликвидации возможных аварий (далее – ПЛВА), правилами и
инструкциями по безопасности, техническими паспортами и эксплуатационной
документацией, сертификатами и разрешениями на применение, технологии,
7
оборудования, технических устройств, материалов для разработки НГМ, актами
об испытании, в том числе о проверке технического состояния оборудования,
записями о профилактическом техническом обслуживании и ремонте,
инструкциями по эксплуатации и ремонту оборудования и механизмов,
документами, обеспечивающими производственный контроль, безопасность
технологических процессов, оборудования и окружающей среды.
На технологической схеме указываются обозначения и номера позиций
оборудования, аппаратов, арматуры, предохранительных устройств, приборов
контроля и органов управления, противоаварийной и противопожарной
защиты,
технологических
процессов,
соответствующие
проектной
документации, регламенту и фактическому положению.
31. Организации и персонал при разработке НГМ обеспечивают
соблюдение проектной, технической и технологической документации,
мероприятий и требований по промышленной безопасности, пожарной и
экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды,
гражданской обороне, предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций
в соответствии с должностными и производственными инструкциями,
утвержденными руководителем, системой производственного контроля.
32. Руководство и производственный персонал при возникновении на
объектах разработки НГМ опасной и аварийной или чрезвычайной ситуации
выполняют первоочередные действия по плану ликвидации возможных аварий
и схеме оповещения, в соответствии с планом по гражданской обороне и
чрезвычайным ситуациям (ГО и ЧС). При необходимости производится
приостановка работ и эвакуация людей в безопасное место.
33. Для осуществления производственного контроля и промышленной
безопасности при разработке НГМ назначаются организации, подрядчики,
структурные подразделения, руководители и исполнители, обеспечивающие
безопасное техническое состояние комплексов, отдельного оборудования,
систем и средств противоаварийной и противопожарной защиты, управления и
автоматизации технологических процессов с указанием их функций в
положениях и инструкциях, согласованных с органами ГК ЧС ПБ.
34. При производстве работ на территории производственных объектов с
привлечением подрядчиков, организацией осуществляющей разработку НГМ
предусматриваются следующие условия:
1) разработка совместно с привлекаемыми подрядчиками плана
мероприятий обеспечивающего безопасные условия работы, для всех
организаций,
руководителей
и
исполнителей,
участвующих
в
производственном процессе;
2) выполнение запланированных мероприятий и координация действий
подрядчиков по промышленной безопасности и охране труда на закрепленных
за ними участках работ;
3)
при заключении договоров подряда предусматривать взаимную
ответственность сторон за выполнение мероприятий по обеспечению
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда,
охраны недр и окружающей среды.
8
35. Аттестация организаций на декларируемых объектах разработки НГМ
проводится через пять лет.
36. Организация выполняющая работы на опасных производственных
объектах НГМ применяет технологию, технические устройства и материалы
допущенные к применению на территории Республики Казахстан при наличии
разрешения выданного уполномоченными органами.
37. Объекты добычи, сбора, подготовки, хранения и транспортировки на
месторождении нефти, газа и газоконденсата (далее  объекты
нефтегазодобычи) относятся к опасным, в соответствии с их идентификацией,
установленной законодательством Республики Казахстан и правилами
декларирования безопасности.
38. Строительство и эксплуатация объектов нефтегазодобычи
производится после экспертизы, согласования и утверждения проектной
документации на обустройство, пробную эксплуатацию и разработку
месторождений нефти, газа и газоконденсата, разработанной в соответствии с
нормативными правовыми актами и документами, действующими в Республике
Казахстан,
указанными
в
Приложении
1.
Международные,
межгосударственные и иностранные нормативные документы применяются в
порядке установленном законодательными актами, стандартами и
нормативными документами Республики Казахстан.
39. Организация осуществляющая нефтяные операции по разработке
НГМ производит постановку на учет и снятие с учета в территориальных
подразделениях
уполномоченного
органа
ГК
ЧС
ПБ
опасных
производственных объектов.
40. Технологическое оборудование, трубопроводы, технические
устройства, приборы, комплектующие изделия и материалы предназначенные
для эксплуатации в условиях контакта с коррозионно-агрессивными
веществами (сероводород), должны иметь техническую документацию
изготовителя, подтверждающую их соответствие и безопасное применение при
проектных параметрах и климатических условиях в установленные
гарантийные сроки эксплуатации.
41. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура (КИПиА),
используемые на объектах нефтегазодобычи, должны соответствовать
требованиям правил, стандартов, технического регулирования и представляться
для поверки в специализированные метрологические организации, с установкой
пломбы и регистрацией в техническом паспорте, журнале или формуляре.
42. Сложные и специальные работы в процессе разработки НГМ
(остановки, ремонт скважин и оборудования, повышение нефтеотдачи пластов,
интенсификация
притока)
осуществляются
специализированными
организациями или структурными подразделениям, персонал которых имеет
соответствующую квалификацию, в соответствии с утвержденным планом и
мероприятиями по промышленной безопасности.
При опасности газонефтеводопроявлений, открытого фонтана, для
предупреждения и ликвидация аварийных ситуаций, пожаров и чрезвычайных
ситуаций привлекаются специалисты аварийно- спасательной и пожарной
9
службы и персонал, указанный в ПЛВА.
Знание
ПЛВА и готовность объекта нефтегазодобычи по
противоаварийной и противопожарной защите, проверяется во время учебных
и тренировочных занятий с персоналом объекта, проводимых по графику,
утвержденному руководителем организации или объекта.
43. Организации, структурные подразделения и подрядчики,
осуществляющие разработку НГМ обеспечивают следующие условия:
1) выполнение требований по промышленной, пожарной и
экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды
в соответствии с проектной документацией и нормативными документами
нефтегазовой отрасли;
2) комплектация
руководящего,
инженерно-технического,
производственного и рабочего персонала, соответствующего требованиям,
предъявляемым к опасным объектам нефтегазодобычи в соответствии со
стандартами, правилами, системой управления промышленной безопасности и
охраной труда;
3) наличие нормативной базы документов регламентирующих все
виды
производственной
деятельности
и
безопасности
объектов
нефтегазодобычи;
4) обеспечение производственной, материально- технической базы
для стабильного, безаварийного и безопасного функционирования объектов;
5) обслуживание объектов нефтегазодобычи аварийно- спасательной
противофонтанной, пожарной и медицинской службами и сервисными
услугами, в соответствии с производственными и климатическими условиями;
6) обеспечение
безопасной
промышленной,
энергетической
транспортной
и
санитарно-бытовой
инфраструктурой
объектов
нефтегазодобычи;
7) осуществление
производственного
контроля
состояния
безопасности инфраструктуры и объектов нефтегазодобычи, а также
необходимое обеспечение при внешнем аудите органами государственного
контроля
44. На производственных объектах разработки НГМ устанавливается
охрана и контрольно-пропускной режим, исключающие проникновение на
территорию посторонних лиц и нарушение безопасности, опасность терроризма
и несанкционированного воздействия.
На объектах, где не требуется круглосуточная охрана и контрольнопропускной режим, необходимо установить предупредительные и
запрещающие знаки, в соответствии с инструкцией по эксплуатации объекта
нефтегазодобычи и стандартом.
Устройство ограждения объекта и расположение контрольно-пропускных
пунктов, а также их планировка обеспечиваются возможностью постоянного
наблюдения и оперативной аварийной эвакуации персонала при различных
направлениях ветра и климатических условиях.
45. Организация предоставляет государственным органам, гражданам
достоверную информацию о состоянии промышленной безопасности при
10
разработке НГМ и обеспечивает допуск на объект работников и представителей
органов в установленном порядке.
46. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы при
разработке НГМ выполняются по специальной программе (плану)
утвержденной и согласованной
аналогично условиям для проектной
документации.
Подраздел 3. Общие требования по проектированию
47. Разработка проектной документации производится специализированной проектной организацией в соответствии с законодательными актами
Республики Казахстан и нормативными документами по обустройству и
разработке НГМ, при наличии государственной лицензии или других
разрешительных документов, выданных уполномоченными органами,
Исходные данные для проектирования предоставляются в Техническом
задании заказчиком (недропользователем), или организацией представляющей
заказчика.
При необходимости, по решению заказчика, Техническое задание
представляется на рассмотрение в органы государственного контроля, по
согласованию.
Проектная документация должна обеспечивать оптимальные и
безопасные условия обустройства и разработки НГМ, эксплуатации,
консервации и ликвидации объектов нефтегазодобычи в соответствии с
действующими правилами, нормами, стандартами и другими нормативными
документами.
Проектные решения разрабатываются с учетом результатов инженерногеологических изысканий проведенных на территории размещения объектов
нефтегазодобычи и трубопроводов.
Требования по промышленной пожарной и экологической безопасности
при проектировании производств, сооружаемых с применением импортного
оборудования, должны быть не ниже установленных нормативными
документами, действующими в Республике Казахстан.
Технические, технологические, организационные и природоохранные
решения утвержденных проектов являются обязательными для выполнения
всеми организациями (в том числе подрядными), принимающими участие в
реализации проекта по проведению обустройства и разработки НГМ.
48. Разработка НГМ производится по утвержденным и согласованным
проектам, включающим проектные решения и мероприятия по обеспечению
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда,
охраны недр и окружающей среды, гражданской обороне и чрезвычайными
ситуациями, после проведения экспертизы и получения разрешений
уполномоченных органов в соответствии с законодательными и нормативными
документами в установленном порядке. В составе проекта на обустройство и
разработку НГМ представляется декларация безопасности
11
Проекты должны иметь положительное заключение по промышленной
безопасности.
49. При разработке проектной документации на разработку НГМ
производится анализ опасности возникновения аварийных ситуаций для
декларирования безопасности опасных объектов и разработки ПЛВА.
В проекте указываются допустимые нормы воздействия ОВПФ и меры по
их снижению.
Опасные производственные объекты идентифицируются и определяются
в соответствии с законодательными и специальными правилами.
50. При изменении требований промышленной безопасности или условий
функционирования объекта НГМ, в проектной документации и декларации
безопасности производятся соответствующие дополнения и изменения по
согласованию с проектной организацией и органами ГК ЧС ПБ.
51. Отклонения и изменения проектной документации в процессе
производства работ без оформления обоснования не допускаются.
Изменения, вносимые в проектную документацию, согласовываются и
утверждаются в соответствии с условиями разработки проекта и оформляются
протоколом в документированной форме.
52. В процессе обустройства и разработки НГМ, реконструкции,
консервации и ликвидации опасного производственного объекта, организации
разработавшие проектную документацию осуществляют авторский надзор.
Проектные организации при осуществлении деятельности по
проектированию опасных производственных объектов обеспечивают контроль
качества проектной документации и проведение государственной экспертизы в
соответствии с законодательством и нормативными документами Республики
Казахстан.
53. Организация, проводящая нефтяные операции, контролирует
соответствие проектной документации требованиям промышленной, пожарной
и экологической безопасности, охраны труда условиям безопасного
использования недр и предупреждения опасности техногенных аварий и
чрезвычайных ситуаций.
54. В проектных решениях предусматриваются следующие основные
условия по промышленной и пожарной безопасности, охране труда и
окружающей среды:
1) расположение объектов нефтегазодобычи с учетом безопасных
расстояний и санитарно- защитной зоны;
2) герметизированная система сбора, подготовки и транспортирования
продукции скважин, утилизация вредных веществ и попутного газа;
3) многоуровневая система противоаварийной и противопожарной
защиты, блокировок, предохранительных и сигнальных устройств по
предупреждению опасных и аварийных ситуаций;
4) оценка вероятности возникновения опасных и аварийных ситуаций,
с учетом показателей взрывопожароопасности объекта;
5) автоматизация и телеметрический контроль объектов и
обеспечивающие получение и регистрацию необходимой и достоверной
12
информации в пунктах управления технологическим процессом;
6) обеспечение опасных объектов необходимыми техническими
средствами автоматизированной системы контроля воздушной среды, для
раннего обнаружения возможных и опасных аварийных и чрезвычайных
ситуаций, пожаров и выполнение действий по их ликвидации в соответствии с
ПЛВА;
7) выполнение неразрушающего контроля и антикоррозионной
защиты оборудования, трубопроводов, металлических конструкций;
8) создание
автоматизированной
системы
управления
технологическим процессом (АСУ ТП);
9) комплектация объекта пожарной техникой и средствами
пожаротушения;
10) организация постоянной производственной и автономной системы
аварийной
связи
и
оповещения,
обеспечивающей
оперативное
информирование работающих, населения, органов управления и ГК ЧС ПБ о
возможной опасности и состоянии объектов разработки НГМ;
11) обеспечение работающих индивидуальными и коллективными
средствами защиты от воздействия ОВПФ;
12) нейтрализация и утилизация производственных отходов, горючих
вредных и токсичных веществ;
13) условия восстановления и рекультивации нарушенных и
загрязненных земель, защиты окружающей среды;
14) другие проектные мероприятия по промышленной, пожарной и
экологической безопасности объекта и защите персонала.
55. Здания и сооружения с взрывопожароопасными процессами,
выделяющими вредные и горючие вещества, а также включающие источники
возможных аварийных выбросов этих веществ, проектируются на
производственных площадках с учетом преобладающего направления ветра,
рельефа местности, климатических и сейсмических условий.
56. Объекты нефтегазодобычи в проекте классифицируются по
категориям взрывопожароопасности, классу опасности и токсичности
углеводородной продукции, применяемых веществ и материалов.
57.
При
проектировании
технологического
оборудования
и
трубопроводов, предназначенных для эксплуатации в условиях контакта с
коррозионно-агрессивными веществами, предусматривается оснащение
приборами и устройствами для контроля за коррозией и техническим
состоянием, обеспечивающим безопасность в период проектного срока
эксплуатации.
58. При наличии в составе пластового флюида и продукции скважин
сероводорода, вредных и токсичных веществ, в проектной документации
разрабатываются мероприятия по предупреждению воздействия на
оборудование, трубопроводы, окружающую среду, персонал и население в
селитебной зоне, в соответствии с требованиями специальных правил и
инструкций по безопасности.
59. При проектировании технологических процессов с агрессивной и
13
токсичной средой необходимо предусматривать наличие герметичных систем
для ввода ингибиторов коррозии, нейтрализаторов сероводорода и других
устройств для обеспечения возможности выполнения антикоррозионных
мероприятий, контроля воздействия технологической среды на оборудование и
трубопроводы.
60. Проектные решения и технологические процессы должны обеспечить
отсутствие внутри оборудования и трубопроводов изолированных зон
коррозионно-агрессивной технологической среды не подвергающейся
ингибированию, нейтрализации и контролю.
61. В проектных решениях предусматриваются герметичные дренажные
системы для сбора, отвода, нейтрализации и утилизации опасных и вредных
веществ, включая очистку оборудования, резервуаров и трубопроводов от
пирофорных отложений и других вредных веществ с применением
ингибиторов, нейтрализаторов, инертного газа, пара и воды.
62. В проекте необходимо предусматривать хранение агрессивных
токсичных жидкостей в специальных герметичных емкостях (резервуарах) с
газодинамическим (азотным) режимом эксплуатации, которые должны быть
оборудованы сигнализатором предельного верхнего и нижнего уровня
заполнения, сблокированным с насосным оборудованием, системой
нейтрализации и аварийного слива избытка жидкости в дренажную систему.
63. Не допускается подземная прокладка трубопроводов в зданиях,
сооружениях, помещениях и на территории производственных площадок.
64. Производственные и санитарно- бытовые объекты обеспечиваются
водоснабжением и канализацией в соответствии с требованиями строительных
норм и правил.
65. Для производственных зданий и территории установок проектируются
системы закрытой промышленной канализации для отвода промышленных
стоков, грунтовых и ливневых вод.
Для исключения загазованности и опасности пожара по сети
промышленной канализации предусматриваются гидравлические затворы,
расположенные в колодцах.
66. На объекте нефтегазодобычи, в проекте указываются взрывоопасные
зоны по классам, категориям и группам взрывоопасных смесей, которые могут
образоваться при технологических процессах и аварийных ситуациях.
67. Проектируемое оборудование, средства КИПиА, устройства
освещения, сигнализации и связи, предназначенные для использования во
взрывоопасных зонах, предусматриваются во взрывозащищенном исполнении с
уровнем взрывозащиты, соответствующей характеристике взрывоопасной зоны
и взрывоопасных смесей.
68. Проектируются системы противоаварийной защиты взрывоопасных
технологических процессов, обеспечивающие предупреждение образования
взрывоопасной среды при всех возможных режимах, а также безопасную
остановку и пуск технологического оборудования.
69. Проектные решения, включающие применение инертных газов для
вытеснения горючих паров и газов, агрессивных и токсичных жидкостей
14
должны регламентировать способы и определять средства контроля за
содержанием кислорода и предотвращения образования опасных концентраций
в технологических средах.
70. В проектной документации предусматриваются инженернотехнические мероприятия гражданской обороны, по предупреждению и
ликвидации чрезвычайных ситуаций, по предупреждению аварий, пожаров и
травматизма.
При разработке мероприятий учитываются источники опасности,
факторы риска, условия возникновения аварий и их сценарии, численность и
размещение производственного персонала, с указанием в ситуационном плане
при декларировании безопасности опасного объекта.
71. Проектируемые мероприятия по предупреждению аварий, пожаров и
взрывов включают основные организационные и инженерные решения по
следующим условиям безопасности:
1) предотвращение разгерметизации оборудования, утечек и выбросов
опасных веществ;
2) установка систем контроля и обнаружения взрывоопасных и
предельно- допустимых концентраций опасных веществ;
3) предупреждение развития и локализации аварий, пожаров и
взрывов;
4) обеспечение безопасности производственного персонала на объекте
и населения в селитебной зоне;
5) установка систем автоматического регулирования, блокировок,
сигнализации, безаварийной остановки и пуска производственных объектов;
6) обеспечение противоаварийной устойчивости пунктов и систем
управления производственными процессами, при возникновении опасной или
аварийной ситуации;
7) создание резервных источников энергоснабжения, вентиляции и
водоснабжения, систем связи, доставки оборудования и материалов для
ликвидации аварий на проектируемом объекте;
8) защита и охрана опасного производственного объекта от
постороннего вмешательства, угрозы терроризма;
9) система оповещения;
10) обеспечение беспрепятственного ввода и передвижения на
проектируемом объекте аварийно-спасательных служб и формирований;
11) разработка декларации безопасности;
12) применение ПЛВА.
72. Проектные решения по консервации и ликвидации объекта
нефтегазодобычи предусматриваются в соответствии с действующими
нормативными документами, в том числе по его защите и охране в
последующий период.
15
Подраздел 4. Общие требования по строительству и пуску объектов
73. Для обустройства НГМ, реконструкции и ремонта опасных объектов
допускаются организации и подрядчики соответствующие условиям
лицензирования, технического регулирования, требованиям по промышленной
и пожарной безопасности, охране труда и окружающей среды, установленным
законодательством и нормативными документами Республики Казахстан, при
наличии проектной документации, согласования отвода земель с
территориальными подразделениями уполномоченного органа и получения
разрешения на землепользование.
74. При осуществлении деятельности по строительству и монтажу
оборудования на опасных производственных объектах организации
обеспечивают производственный контроль качества строительных и
монтажных работ, а также безопасного состояния производственнотехнической базы строительных средств, механизмов и инструмента.
75. Территория, отведенная в установленном порядке под строительство
производственных объектов, сооружений и коммуникаций, должна быть
спланирована, ограждена (обозначена) знаками безопасности и застроена с
учетом границ санитарно-защитной и охранной зоны, безопасных расстояний и
в соответствии с генеральным планом обустройства нефтяных месторождений,
являющимся составной частью проектной документации.
Режимность и способы охраны территории строительства опасных
производственных объектов устанавливается организацией, осуществляющей
строительство, а после ввода в эксплуатацию  организацией, эксплуатирующей объект.
76. Строящиеся, ремонтируемые и эксплуатируемые опасные
производственные объекты (скважины, установки подготовки нефти и газа,
резервуары, насосные и компрессорные станции, терминалы) обеспечиваются
надежным и постоянным транспортным сообщением (подъезды, дороги) с
базами материально-технического обеспечения и местами дислокации
производственных служб организации, пожарными и аварийно-спасательными
службами.
77. Для обеспечения безопасности и производственного контроля, перед
началом строительно-монтажных работ выполняются следующие основные
организационные условия:
1) передача
организациям
подрядчикам
и
структурным
подразделениям, выполняющим работы по строительству, утвержденной и
согласованной проектной документации;
2) проверка полномочий строительных организаций, подрядчиков и
исполнителей на право и допуск ведения работ на взрывопожароопасных
объектах и других работ, подлежащих государственному лицензированию,
техническому регулированию и учету в органах государственного контроля;
3) наличие соответствующей производственной и технической базы,
разрешительных документов и квалифицированного персонала для
строительно-монтажных работ на опасных объектах;
16
4) извещение о проведении строительных работ руководителей
организаций и объектов, администрации населенных пунктов находящихся в
зоне строительства, а также органов государственного контроля.
78. При строительстве соблюдаются строительные нормы, правила и
стандарты, в том числе по охране труда и технике безопасности действующие в
Республике Казахстан.
79. Персонал производственных объектов, в зависимости от условий
работы и принятой технологии строительного производства, обеспечивается
соответствующими средствами индивидуальной и коллективной защиты.
Каждый производственный объект, где находится персонал, обеспечивается
постоянной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом и
руководством участка, цеха, организации. Условия связи на объектах с
временным пребыванием персонала указываются в проектах и технологических
регламентах, с учетом производственной необходимости.
80. На рабочих местах обеспечивается безопасное выполнение
исполнителями производственных функций и своевременная эвакуация при
опасных ситуаций.
При выполнении работ на открытых площадках устанавливаются
укрытия для защиты работников от неблагоприятных метеорологических
условий.
81. На рабочих местах, а также на территории опасного
производственного объекта, где возможно воздействие опасных и вредных
производственных факторов, устанавливаются предупредительные знаки и
надписи, а также регулярный контроль воздуха рабочей зоны.
Опасные участки работ ограждаются и обозначаются предупредительными и запрещающими знаками безопасности и надписями на рабочем языке,
используемом на данном объекте, в соответствии со стандартом.
82. Границы опасных зон на строительной площадке определяются
руководством работ и сообщаются исполнителям при проведении инструктажа
в соответствии с планом производства работ или нарядом –допуском.
83. Рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы и
переходы в темное время суток обеспечиваются освещением.
Искусственное освещение выполняется в соответствии с установленными
нормативами. Замеры уровня освещенности проводятся перед вводом объекта в
эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также
ежегодно на рабочих местах.
84. Не допускается проведение огневых работ в радиусе менее 50 м от
места
применения
и
складирования
материалов,
содержащих
легковоспламеняющиеся или взрывоопасные вещества, а также при отсутствии
средств пожаротушения.
85. Перед началом выполнения работ в местах, где имеется опасность
загазованности, в том числе в изолированных помещениях, закрытых емкостях,
колодцах, траншеях и шурфах, необходимо провести анализ воздушной среды
и оформить наряд - допуск. При обнаружении загазованности производство
работ в данном месте следует остановить и продолжить их только после
17
устранения загазованности до нормативных значений, при обязательном
применении работающими необходимых средств индивидуальной защиты
органов дыхания и контроля
газосигнализаторами, предельнодопустимой
концентрации (ПДК) и довзрывной концентрации (ПДВК) газов в воздухе
рабочей зоны и на прилегающей территории санитарно –защитной зоны.
86. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем работника на
высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м 
лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами,
расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или
пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются
перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м.
87. Верхолазные работы, выполняемые на высоте более 5 м от
поверхности земли, перекрытия или рабочего настила, проводятся с
применением предохранительного пояса, прикрепляемого к неподвижной
конструкции, выдерживающей нагрузку не менее 225 кгс на одного работника.
88. Предохранительные пояса и страховочные веревки (фалы)
испытываются не реже одного раза в полугодие статической нагрузкой,
указанной в инструкции изготовителя с оформлением акта подписанного
руководителем объекта и ответственным работником по эксплуатации или
регистрацией в специальном журнале. При отсутствии указаний в инструкции
по эксплуатации, испытание проводится статической нагрузкой 225 кгс в
течение пяти минут, с последующим внешним осмотром.
При обнаружении деформаций и повреждений пояс и фал подлежат
изъятию с запретом на применение и заменяются на исправные и безопасные
предохранительные устройства.
89. Для пожаровзрывоопасных объектов (добывающие скважины,
установки сбора и подготовки нефти, резервуарные парки) применяются
площадки, настилы, лестницы предусмотренные техническими условиями
изготовителя и проектом.
Допускается применение временных деревянных настилов из досок
толщиной не менее 40 мм при ведении работ во время ремонта полностью
остановленных оборудования и аппаратов.
90. На потенциально опасные места объектов нефтегазодобычи
(открытые емкости, трансмиссии) устанавливаются ограждения с проходом,
закрывающие доступ со всех сторон.
Открывать или снимать ограждения допускается только после полной
остановки оборудования или механизма и установки на пусковом устройстве
таблички «Не включать  работают люди»
и знаков безопасности. Пуск
оборудования или механизма разрешается только после установки на место и
надежного закрепления всех частей ограждения, по указанию руководителя
работ.
91. Скорость движения транспорта на территории опасного объекта в
зоне производства работ не должна превышать 10 км/ч на прямых участках и 5
км/ч на поворотах.
18
92. После завершения строительных и ремонтных работ производится
восстановление рекультивация и благоустройство территории в соответствии с
планом и мероприятиями по охране окружающей среды, а рабочие места
приводятся в соответствие с требованиями по охране труда.
93. При приемке объектов разработки НГМ в эксплуатацию проверяются
следующие основные требования:
1) наличие согласованной и утвержденной проектной, технической и
эксплуатационной документации, инструкций для персонала и выполняемых
работ;
2) наличие пусковой и строительной документации в соответствии с
действующими нормативными документами;
3) наличие декларации безопасности и ПЛВА;
4) соответствие квалификации персонала объекта;
5) соответствие объекта проектной и эксплуатационной документации,
требованиям промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране
труда, охране недр и окружающей среды;
6) проведение и соответствие результатов испытаний нефтегазопромыслового оборудования, технических средств, трубопроводов, резервуаров,
систем контроля и безопасности технологических процессов, АСУ ТП, систем
аварийной и пожарной защиты проектным решениям, нормативным
документам, технической и эксплуатационной документации;
7) подготовленность объекта и персонала объекта к ликвидации
опасных аварийных и чрезвычайных ситуаций, в том числе с привлечением
аварийно-спасательной, пожарной и медицинской служб;
8) укомплектованность
объекта
и
персонала
средствами
индивидуальной и коллективной защиты, контроля загазованности, пожарной
техники и сигнализации, эвакуации персонала и населения в селитебной зоне;
9) наличие и состояние средств связи;
10) организация охраны и защиты объекта;
11) организация обслуживания объекта, материально-технического
обеспечения, в том числе аварийно - спасательной службой, пожарной
службой, медицинской службой и другими, с учетом назначения и
характеристики объекта.
94. Приемка и пуск в эксплуатацию законченных строительством
объектов разработки НГМ производится в соответствии с нормативными
документами, правилами, положениями и инструкциями, утвержденными в
установленном порядке, согласно действующих правил.
Для пуско-наладочных работ и испытания оборудования с применением
горючих и опасных веществ, обеспечения взрывопожаробезопасности
разрабатывается техническая и технологическая документация (регламент) в
соответствии с проектными решениями и эксплуатационной документацией
изготовителя, которая утверждается организацией проводящей разработку НГМ
по согласованию с заказчиком и органами государственного контроля.
На этапе приемки и пуска объекта нефтегазодобычи дорабатывается
декларация безопасности проектируемого объекта и ПЛВА.
19
Подраздел 5. Основные требования по безопасной эксплуатации
оборудования и трубопроводов
95. Комплектация объектов разработки НГМ
оборудованием,
инструментом и техническими средствами (далее - оборудование
нефтегазодобычи) производится в соответствии с разрешениями на применение
выданными уполномоченным органом по результатам экспертизы
промышленной безопасности, проектными решениями и условиями
технического регулирования.
96. Монтаж, испытание, эксплуатация и техническое обслуживание
оборудования, нефтегазодобычи производится в соответствии с документацией
изготовителя, проектом и нормативными документами по промышленной,
пожарной, электрической и экологической безопасности, по охране труда,
охране недр и окружающей среды.
Документация иностранного изготовителя (поставщика) должна иметь
перевод на рабочий язык, что указывается в контракте или заявке на поставку.
97. Для применяемого на опасном объекте оборудования изготовителем
или проектной организацией устанавливается допустимый (гарантированный)
срок эксплуатации (ресурс), а для трубопроводов и арматуры, не являющихся
составной частью оборудования  расчетный срок эксплуатации, которые
указываются в проектной, технической и эксплуатационной документации.
98. Содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума, вибраций и
других опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах
эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования не должно превышать
установленных взрывопожароопасных и санитарно-гигиенических нормативов.
99. Оборудование, предназначенное для разработки НГМ, выбирается в
соответствии с климатическими и сейсмическими условиями и требованиями
взрывопожаробезопасности, характеристикой углеводородов, материалов и
технологических процессов и обеспечивает прочность, герметичность,
коррозионную стойкость, безопасную эксплуатацию и ликвидацию аварийных
ситуаций.
100. Оборудование, используемое во взрывопожароопасных зонах
должно иметь:
1) взрывобезопасное исполнение, в соответствии с классификацией
установленной специальными правилами и проектными решениями;
2) устройства управления, контроля, блокировки, сигнализации,
входящие в систему противоаварийной и противопожарной защиты опасного
объекта НГМ, АСУ ТП.
101. При индивидуальном изготовлении оборудования, инструмента,
технических средств или отдельных элементов, для опасных объектов
разрабатывается конструкторская документация в соответствии со стандартами
на технические условия и техническим заданием, утвержденным заказчиком и
согласованном с органами государственного контроля, в зависимости от его
назначения.
102. Механизмы, детали, приспособления и другие элементы
20
оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих,
а также поверхности ограждающих и защитных устройств должны быть
окрашены в сигнальные цвета в соответствии с техническими условиями и
стандартами.
103. На грузоподъемных технических устройствах на видном месте
указывается обозначение грузоподъемности, регистрационный номер и дата
очередного технического освидетельствования.
На сосудах, работающих под давлением, паровых и водогрейных котлах
обозначаются разрешенное рабочее давление, дата следующего технического
освидетельствования и регистрационный номер.
104. Оборудование устанавливается на прочных фундаментах
(основаниях), выполненных в соответствии с проектом и требованиями
инструкций по монтажу (эксплуатации) изготовителя, обеспечивающих его
безопасную работу в течение срока эксплуатации.
105. На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под
электрическим напряжением, устанавливаются видимые элементы для
соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается знак
"Заземление".
106. Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного, модернизированного и
капитально отремонтированного оборудования осуществляется в соответствии
с положением
разработанным организацией, действующими правилами
безопасности и нормативными документами.
107. При обнаружении в процессе монтажа, пуска, технического
освидетельствования или эксплуатации, несоответствия оборудования
требованиям правил технической эксплуатации и безопасности принимаются
срочные меры по устранению и при необходимости производится остановка, с
указанием в специальном журнале.
Дальнейшие работы и эксплуатация разрешается после устранения
выявленных недостатков по указанию руководителя работ.
108. При пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов,
участков трубопроводов) выполняются меры безопасности по предотвращению
образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка
инертным газом, паром, контроль за эффективностью продувки), а также
гидратообразования или замерзания жидкостей.
109. Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования,
аппаратов, механизмов. ограждаются или закрываются в кожухи, оснащаются
системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск в
работу. Соответствующее требование устанавливается техническим заданием
на разработку и изготовление оборудования.
Ограждения и кожухи обеспечиваются безопасными и надежными
креплениями
исключающими
возможность
непреднамеренного
соприкосновения работающего с ограждаемым элементом.
Оборудование, и аппаратура с источниками ионизирующего излучения
обеспечивается защитными экранами в соответствии с требованиями
государственных стандартов и нормами радиационной безопасности.
21
110. Модернизация оборудования, инструмента, технических средств
допускается по согласованию с разработчиком (изготовителем) оборудования,
проектной организацией и органами государственного контроля, при
положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.
111. Оборудование работающее под давлением и трубопроводы после
монтажа, а также после ремонта с применением сварки и других аналогичных
методов испытываются на прочность и герметичность с составлением актов.
Периодичность и условия испытания устанавливаются проектом, регламентом,
планом производства работ, с учетом их технического состояния,
коррозионных и температурных процессов, требований эксплуатационной
документации изготовителя, нормативных документов и инструкций
действующих в организации.
112. При необходимости определения возможности продления сроков
безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования, зданий и
сооружений к оценке их технического состояния привлекаются проектные и
специализированные экспертные организации. При условии соответствия
требованиям промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны
труда и окружающей среды, производится согласование с изготовителем и
органами государственного контроля для получения разрешений на
применение в уполномоченном органе.
113. Нефтегазодобывающие организации после ввода в эксплуатацию
оборудования на объектах разработки НГМ обеспечивают выполнение
следующих основных условий и требований в соответствии с функциями и
полномочиями:
1) назначение ответственных работников за безопасную эксплуатацию
оборудования и производственный контроль состояния промышленной,
пожарной и экологической безопасности, охраны труда, охраны недр и
окружающей среды, в установленном порядке, в соответствии с системой
управления промышленной безопасностью охраной труда и окружающей
среды, правилами безопасности, действующими в организации и на объектах
разработки НГМ;
2) создание и поддержание безопасных условий эксплуатации опасного
объекта и оборудования, установленных нормативными документами,
проектом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя
оборудовании, инструкциями организации;
3) комплектация и допуск к эксплуатации, обслуживанию и ремонту
оборудования, персонала имеющего соответствующую квалификацию,
состояние здоровья и производственную подготовку;
4) наличие на объекте производственной и технической документации по
перечню утвержденному организацией, включают: журналы по производству и
безопасности, технологические схемы и регламент, ПЛВА, документацию
изготовителя по безопасной эксплуатации и обслуживанию оборудования на
рабочем языке, график планово-предупредительного ремонта, пусковую
документацию, инструкции организации по безопасности, по профессиям и
видам работ, пожарной безопасности и охране труда, разрешения выданные
22
органами государственного контроля;
5) исправное состояние средств автоматизации и механизации, наличие
систем производственного управления и контроля технологических процессов;
6) регулярное проведение диагностики, испытания, технического
освидетельствования оборудования;
7) контроль безопасного состояния зданий, сооружений, территории,
рабочих мест;
8) организация и оснащение системы наблюдения, противоаварийной и
противопожарной защиты, связи, оповещения и поддержки действий в случае
аварии, пожара и чрезвычайных ситуаций;
9) обеспечение средствами индивидуальной и коллективной защиты;
10) содержание в постоянной готовности пожарного оборудования и
инвентаря;
11) осуществлять
действия и
мероприятия, обеспечивающие
безопасность персонала, оборудования, охрану труда, охрану недр и
окружающей среды на объектах разработки НГМ.
114. В помещениях, на производственных площадках, в санитарнозащитной зоне, где возможно выделение в воздух опасных и вредных паров,
газов и пыли, а также в случаях изменений (отклонений) технологических
процессов, необходимо осуществлять контроль воздушной среды, с
использованием стационарных и переносных газосигнализаторов.
Данные о состоянии воздушной среды фиксируются на рабочем месте, в
санитарно-защитной зоне и передаются на диспетчерский пункт, с
регистрацией в специальном журнале.
Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной
среды постоянно содержатся в исправном состоянии, а их работоспособность
проверяется регулярно в соответствии с инструкцией изготовителя или
организации.
115. Системы контроля, противоаварийной и противопожарной защиты
обеспечиваются резервным энергоснабжением и связью с пунктом управления
разработкой НГМ.
В пунктах управления устанавливаются приборы, позволяющие
контролировать и регистрировать технологические параметры, техническое
состояние оборудования и загазованность воздушной среды.
116. Мобильные насосные и компрессорные станции предназначенные
для ведения работ на отдельных скважинах или установках, обеспечиваются
внешними запорными и предохранительными устройствами, и средствами
безопасности
технологического
процесса,
СИЗ,
СИЗ
ОД,
СКЗ,
газосигнализаторами, пожарным инвентарем, диэлектрическими средствами.
117. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура используются в
соответствии с условиями эксплуатации оборудования, проектными решениями
и требованиями стандартов, документацией изготовителя и инструкциями
организациями.
Ревизия и поверка КИП, КИПиА а также блокировочных и
сигнализирующих систем приборов, производятся специализированной
23
метрологической службой по
графикам, утвержденным руководителем
организации для каждого объекта разработки НГМ и графику плановопредупредительного ремонта (ППР).
118. Не разрешается установка и эксплуатация КИП не имеющих пломбы
или штампа метрологической службы, паспорта, с просроченным сроком
поверки и эксплуатации, наличием повреждений, не соответствующих
технологической среде, производственным и климатическим условиям
119. Манометры выбираются с условием, чтобы предел измерения
рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате
манометров устанавливается указатель максимального допустимого рабочего
давления. Манометр, расположенный на расстоянии от 2 до 5 м от площадки
для наблюдения, должен иметь диаметр не менее 160 мм. Манометры
обеспечиваются рабочим и аварийным освещением в соответствии с условиями
взрывопожаробезопасности рабочей зоны.
120. Для пневматической системы КИПиА предусматривается осушка
воздуха и соответствие условиям безопасности, ресивер обеспечивающий
аварийный запас сжатого воздуха для работы в течение времени, указанного
технической документации изготовителя для обеспечения безопасности
технологического процесса.
121. КИПиА с электропитанием и щиты управления подлежат
заземлению независимо от применяемого напряжения.
122. КИПиА расположенные на щитах управления диспетчерского
пункта, а также отдельных технологических процессов и оборудования
обозначаются с указанием определяемых параметров соответствующих
технологической схеме.
123. Мероприятия по обогреву и утеплению производственных
помещений,
аппаратуры,
оборудования,
трубопроводов,
арматуры,
предохранительных устройств и КИПиА должны обеспечивать надежную и
безопасную эксплуатацию при отрицательной температуре воздуха и
неблагоприятных метеорологических условиях.
124. При эксплуатации оборудования, установок, резервуарных парков,
трубопроводов, эстакад (терминалов) для налива и слива нефтепродуктов
выполняются мероприятия по предотвращению замерзания продукции и других
компонентов.
На оборудовании и трубопроводах проверяется теплоизоляция,
выявленные случаи нарушения устраняются.
Технологические трубопроводы, арматура, обратные и предохранительные клапаны изолируются в соответствии с условиями эксплуатации и
температурным режимом эксплуатации указанным в проекте и документации
изготовителя.
В период низких температур перед пуском оборудования, трубопроводов, арматуры в обязательном порядке производится проверка их технического
состояния и отсутствие замерзания участков и ледяных пробок во внутренней
полости, а также органов управления и КИПиА.
Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими
24
элементами и участками не допускается.
125. При обнаружении замерзания проводится наружный осмотр
оборудования и трубопровода на наличие повреждений и отключение от
общей системы для отогревания.
В случае невозможности отключения отдельного оборудования или
участка трубопровода и опасности аварии необходимо остановить установку и
принять меры по устранению замерзания.
Действия и порядок отогрева указываются в ПЛВА.
Разогрев ледяной пробки производится паром или горячей водой, начиная
от окончания замороженного участка. Не разрешается отогревание замерзших
трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.
126. Не допускается пользоваться крюками, ломами и трубами для
открытия запорной арматуры, обратных и предохранительных клапанов.
127. После отключения аппаратов, емкостей, трубопроводов, водопроводов и паропроводов производится слив жидкости в дренажную систему с
последующей продувкой паром, инертным газом в соответствии с ПЛВА.
128. Системы и нагревательное оборудование своевременно проверяются
в соответствии с требованиями безопасности и подготавливаются к
эксплуатации. По результатам проверки составляется акт.
129. При эксплуатации установок с большой вязкостью нефти, высоким
содержанием парафинов, смол и асфальтенов предусматриваются следующие
условия:
1) поддержание вязкости и температуры нефти в трубопроводах,
технологических аппаратах, емкостях и резервуарах, не ниже установленного
проектом (регламентом);
2) теплозащита и обогрев оборудования, аппаратов, емкостей,
резервуаров и трубопроводов теплоспутниками;
3) непрерывность перекачки нефти и технологических процессов.
130. После окончания технологического процесса и перекачки,
оборудование и трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью
промываются маловязким незастывающим нефтепродуктом, в соответствии с
регламентом и инструкцией по эксплуатации.
131. Электрическое оборудование и установки на объектах разработки
НГМ эксплуатируются и обозначаются в соответствии с правилами, нормами и
стандартами.
Для выполнения функций по организации безопасной эксплуатации и
обслуживанию электроустановок руководитель организации назначает
приказом
(распоряжением)
работников
имеющих
соответствующую
квалификацию в соответствии со специальными правилами.
132. Производство работ в охранной зоне линии электропередачи (ЛЭП)
производится по наряду-допуску под наблюдением назначенного руководителя.
133. Для безопасного ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве и электроустановках, со снятием напряжения на вводе
каждой питающей линии, следует устанавливать линейный разъединитель,
предупреждающие и запрещающие знаки, таблички «Не включать  работают
25
люди».
134. Взрывопожароопасные объекты разработки НГМ, обеспечиваются
рабочим и аварийным освещением и переносными светильниками,
напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении и
оборудованными защитной сеткой от механических повреждений.
135. Электрическое оборудование, установки, инструмент, аппаратура и
освещение должны соответствовать по взрывозащите классификации и
границам взрывоопасных зон установленных правилами, нормами и проектом.
136. Электрическое оборудование и установки укомплектовываются
средствами электробезопасности согласно правил, регулярно проверяются и
испытываются в установленном порядке и содержатся в исправном состоянии.
137. Электрические детекторы систем автоматического контроля и
управления технологическим процессом, противоаварийной и противопожарной защиты изготавливаются во взрывозащищенном исполнении и
рассчитываются на применение в условиях вибрации, образования газовых
гидратов, отложений парафина, солей и других веществ, или устанавливаются в
условиях, исключающих непосредственный контакт с технологической средой.
138. Требования по обеспечению объектов разработки НГМ защитными
устройствами
от воздействия молний и статического электричества
указываются в проекте, технической и эксплуатационной документации
изготовителя.
139. Устройства и методы защиты от коррозии оборудования, аппаратов,
резервуаров, трубопроводов и других сооружений проектируются и
эксплуатируются в соответствии с технической и эксплуатационной
документацией изготовителя, требованиями промышленной, пожарной и
экологической безопасности указанными в нормативных документах.
При подготовке продукции с наличием сероводорода оборудование и
трубопроводы изготавливаются из коррозионно-устойчивых материалов.
Подземные трубопроводы и резервуары обеспечиваются устройствами
электрохимической защиты от коррозии (ЭХЗ).
Защитная окраска и изоляция оборудования и трубопроводов
производится только после технического освидетельствования и испытания.
За состоянием трубопроводов и оборудования устанавливается контроль
методом периодического осмотра, определения толщины стенок и величины
износа в соответствии с графиком, утвержденным руководителем объекта.
Результаты проверки записываются в специальный журнал (паспорт).
140. Здания и помещения объектов разработки НГМ обеспечиваются
постоянно действующей системой приточно-вытяжной вентиляции. Кратность
воздухообмена рассчитывается в соответствии с санитарными нормами.
141. Помещения и производственные площадки на опасных объектах
обеспечиваются системой контроля состояния воздушной среды, с детекторами
газовой, пожарной и аварийной сигнализации.
Действия персонала при возникновении аварийных сигналов
указываются в ПЛВА.
При обнаружении загазованности воздуха рабочей зоны необходимо
26
незамедлительно оповестить обслуживающий персонал объекта и других
установок о возможной опасности, обозначить или оградить загазованный
участок и принять меры по устранению источника загазованности в
соответствии с ПЛВА.
При неисправности системы противоаварийной и противопожарной
защиты, газосигнализаторов для определения довзрывоопасных и предельнодопустимых
концентраций,
принимаются
немедленные
меры
по
восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных
работ выполняются действия, обеспечивающие безопасную работу установки,
согласно ПЛВА, при постоянном контроле руководителя работ.
142. Отвод паров и газов производится в газосборную систему или на
факельную установку.
Углеводородные газы после очистки и нейтрализации вредных веществ
используются или подлежат утилизации в соответствии с проектом.
Сжигание газа в факельной системе производится при наличии
разрешения, выданного уполномоченными органами в установленном порядке.
Не допускается выпуск в атмосферу газа с наличием сероводорода и
других вредных веществ без их нейтрализации и сжигания с постоянным
поддержанием горения факела.
При сжигании газа производится контроль предельно- допустимой
концентрации вредных веществ в приземном слое атмосферы и на поверхности
земли в производственной, санитарно-защитной зоне объекта, с регистрацией в
специальном журнале.
143. Предохранительные устройства и клапаны, запорная и
регулирующая арматура от превышения давления в сосудах, аппаратах,
колоннах, резервуарах, котлах, трубопроводах должны соответствовать
проекту, технической эксплуатационной документации и специальными
правилам.
Сосуды работающие под давлением, оснащаются манометрами,
указателями уровня, запорной арматурой и предохранительными устройствами,
люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения
и линией для отвода газов и паров.
Не допускается подтягивать (производить регулировку) и блокировать
предохранительные клапаны, если в них обнаруживается пропуск или
неисправность. В этих случаях необходимо остановить эксплуатацию аппарата,
оборудования и заменить клапан. Замена клапана производится после
подготовки аппарата и оборудования в соответствии с инструкцией и
требованиями безопасности по наряду-допуску.
Трубопровод, по которому отводится газ от предохранительных
клапанов, должен быть изолирован совместно с тепловым спутником.
Устройство для отвода газа от предохранительного клапана, защищается
от попадания атмосферных осадков и в нижней части устанавливается
дренажный патрубок с вентилем для отвода жидкости.
27
144. При эксплуатации оборудования уровень шума и вибрации на
рабочих местах должен соответствовать установленным санитарным нормам и
стандартам.
При превышении допустимой нормы применяются глушители шума,
дистанционное управление, звукоизолирующие кабины и средства защиты
органов слуха.
Раздел 2. Охрана труда и техника безопасности
145. Условия организации и содержание работ по безопасной
эксплуатации объектов разработки НГМ устанавливаются правилами
и
нормативными документами по охране труда и стандартами.
На объектах возможно воздействие следующих опасных и вредных
производственных факторов (ОВПФ), с учетом которых проектируются и
выполняются мероприятия по защите персонала:
1) подвижные части производственного оборудования, машин и
механизмов;
2) повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
3) повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования
и материалов, а также воздуха рабочей зоны;
4) повышенный уровень шума и вибрации на рабочем месте;
5) токсическое воздействие;
6) биологическое воздействие.
Допустимый уровень ОВПФ определяется санитарными нормами,
правилами и стандартами, указывается в инструкциях по безопасности.
При наличии ОВПФ в рабочих зонах устанавливаются знаки
безопасности согласно стандарта, а для снижения вредного воздействия
выполняются специальные мероприятия и применяются средства защиты.
146. Для безопасной эксплуатации объектов НГМ руководители и
персонал в соответствии с системой управления промышленной безопасностью
и охраной труда, должностными инструкциями, организовывают и
осуществляют производственный контроль за соблюдением требований
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраной труда и
окружающей среды, предупреждению аварий, пожаров, травматизма и
чрезвычайных ситуаций.
147. В соответствии с правилами, стандартами, технической и
эксплуатационной документацией изготовителя оборудования, организации
разрабатывают, утверждают и согласовывают производственные и
должностные инструкции, в установленном порядке.
148. Объекты, производственные подразделения, обеспечиваются
инструкциями по технике безопасности по профессиям и видам работ
согласованными с территориальными органами ГК ЧС ПБ, проектной,
28
технической и технологической документацией, наглядными пособиями и
знаками безопасности по безопасному проведению работ.
Инструкции по технике безопасности, подлежат пересмотру в следующих
случаях:
1) не реже одного раза в пять лет;
2) при изменении технологического процесса и условий работы;
3) при авариях, пожарах, взрывах и случаях травматизма на рабочих
местах, на которые распространяется эта инструкция;
4) при изменении нормативных документов, на основе которых
разработаны инструкции;
5) по указанию органов государственного контроля и вышестоящей
организации.
149. Для эксплуатации опасных объектов составляется перечень
технической, технологической, производственной документации, которая
находится на объекте, в том числе:
1) инструкции и журнал по охране труда и промышленной
безопасности;
2) пусковая документация;
3) сведения об инструктаже персонала на опасном объекте.
Перечень утверждается руководителем объекта или организации.
В организации и на объектах работ, управляемых персоналом, находятся
инструкции, ПЛВА, технические паспорта и эксплуатационная документация
изготовителя оборудования и комплектующих изделий, сертификаты и
разрешения на применение на различные виды оборудования и акты об их
испытании, в том числе:
1) журналы по проверке оборудования и обеспечению безопасности;
2) инструкции по эксплуатации, профилактическому техническому
обслуживанию и ремонту оборудования и механизмов;
3) график планово – предупредительного (ППР);
4) документы, обеспечивающие безопасность объекта и персонала,
действующие в организации и нефтегазовой промышленности.
150. В процессе производственной деятельности на объектах разработки
НГМ руководители организации и объектов обеспечивают выполнение
требований промышленной безопасности и охраны труда, в том числе:
1) допуск на работу персонала не моложе 18 лет, имеющего
соответствующую квалификацию, состояние здоровья в соответствии с
трудовым законодательством Республики Казахстан;
2) безопасность работников при строительстве и эксплуатации зданий,
сооружений, оборудования, осуществлении технологических процессов, а
также применяемых на производстве оборудования, инструментов;
3) применение средств индивидуальной и коллективной защиты
работников;
4) приобретение и бесплатную выдачу специальной одежды,
специальной обуви, других средств индивидуальной защиты и лечебнопрофилактического питания;
29
5) профессиональная
подготовка,
переподготовка,
повышение
квалификации работников;
6) контроль выполнения работниками должностных инструкций и
соблюдения требований по безопасной эксплуатации опасных объектов;
7) обеспечение готовности к аварийным работам;
8) расследование и учет травматизма, аварий, пожаров, опасных и
чрезвычайных ситуаций.
151. Персонал опасных объектов проходит предварительные (при
поступлении на работу) и периодические медицинские освидетельствования
для определения пригодности по выполняемой работе. Работники не
прошедшие освидетельствование и имеющие противопоказания, к работе не
допускаются. Результаты освидетельствования регистрируются в специальном
журнале или карточке работника на основании документа выданного
медицинской службой.
152. Работники, принимающие участие в проведении работ проходят
обучение и инструктаж по охране труда, промышленной безопасности и
проверку знаний с регистрацией в журнале и оформлением протокола.
Регулярная проверка знаний у производственного персонала проводится не
реже одного раза в год, у руководителей и инженерно-технических работников
– не реже одного раза в три года. При необходимости проводятся внеочередные
проверки и инструктажи в соответствии с положением утвержденным
организацией.
Обучение, проведение инструктажей, проверка знаний работников
объектов ССПТ проводятся в соответствии с требованиями стандартов и
нормативных документов Республики Казахстан, системы управления охраной
труда и промышленной безопасностью, действующей в организации.
153.Допуск к работам на опасных производственных объектах
разрешается после обучения безопасным методам и приемам выполнения
работ, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по
безопасности труда и стажировки на рабочем месте, при наличии
удостоверения, дающего на производство определенного вида работ.
Срок стажировки на опасных объектах устанавливается работодателем с
учетом подготовки персонала и опасности выполняемых работ.
154. Работники проходят обучение приемам оказания первой
доврачебной медицинской помощи пострадавшим при несчастных случаях.
Условия обучения согласовываются с медицинской службой.
155. Условия допуска практикантов на опасные объекты определяются
положением организации с учетом выполняемой работы и законодательством о
труде, с закреплением работника за опытным специалистом, при условии
соблюдения всех требований по обеспечению безопасности практикантов.
156. Работники других организаций, прибывшие на опасный
производственный объект для работы или в командировку инструктируются в
соответствии с правилами внутреннего распорядка, инструкциями по
выполняемым видам работ и входящим в программу вводного,
производственного и периодического инструктажа, а также обеспечиваются
30
средствами защиты от воздействия ОВПФ. Сведения о проведении
инструктажа регистрируются в журналах с подтверждающими подписями
инструктируемого и инструктирующего работника.
157. При выполнении работ и нахождении на опасном объекте каждый
работник выполняет следующие основные условия безопасности:
1) соблюдает требования промышленной, пожарной и экологической
безопасности, охраны труда и окружающей среды, установленные
законодательными актами и нормативными документами, настоящими
Правилами и инструкциями, разработанными в организации:
2) правильно и своевременно применяет средства индивидуальной и
коллективной защиты, обеспечивает их сохранность;
3) проходит инструктаж по безопасным методам и приемам выполнения
работ, оказанию первой медицинской помощи;
4) немедленно извещает руководство и работников об опасности
аварийной ситуации и случаях травматизма;
5) выполняет действия предусмотренные ПЛВА и докладывает
руководителю работ об их результатах и состоянии объекта.
158. В случае повреждения здоровья на производственном объекте, при
аварии, пожаре, проводится расследование в установленном порядке с
разработкой соответствующих мероприятий по промышленной и пожарной
безопасности, охране труда. По решению руководителя, при необходимости
производится расследование опасных ситуаций и инцидентов.
159. Функциональные обязанности, права и ответственность персонала
регламентируются трудовым законодательством, должностными инструкциями
по профессиям и видам работ, системой управления охраной труда и
промышленной безопасностью действующей в организации.
160. Производственный персонал на рабочих местах, привлекается к
ответственности за нарушения требований правил и инструкций по
безопасности, относящихся к выполняемой работе, в порядке, установленном
законодательством Республики Казахстан.
161. Производственные операции и технологические процессы
производятся безопасными методами в соответствии с утвержденной и
согласованной проектной документацией, технологическим регламентом,
технической и эксплуатационной документацией изготовителя, инструкциями
по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда и
окружающей среды.
162. Организации доводят до сведения работников условия страхования
в случае травматизма, в соответствии с законодательством Республики
Казахстан.
163 Средства индивидуальной и коллективной защиты, в том числе
иностранного производства, допускаются к применению в соответствии с
условиями охраны труда, лицензирования и технического регулирования.
164. Персоналу объектов по условиям труда выдаются за счет средств
организации специальная одежда, специальная обувь и другие средства
индивидуальной защиты, моющие и дезинфицирующие средства, молоко,
31
лечебно-профилактическое питание, в соответствии с нормами и на основе
индивидуального или коллективного договора. Персонал использует СИЗ
только по назначению и несет ответственность за их сохранность. СИЗ
применяются в соответствии с документацией изготовителя, и обеспечивают
защиту организма человека от неблагоприятных метеоусловий, опасных и
вредных производственных факторов. На объекте, где имеется опасность
загазованности воздуха рабочей зоны и воздействия вредных веществ
применяются средства индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗ ОД).
На опасных объектах применяются средства коллективной защиты (СКЗ)
предусмотренные проектом и нормативными документами.
Применение СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ предусматривается мероприятиями и
планом работ по охране труда и технике безопасности которые
разрабатываются и утверждаются организацией.
165. Выдача и применение производится при следующих условиях:
1) выдаваемые спецодежда, спецобувь и защитные каски соответствуют
размерам и росту работающего, условиям рабочего места и характеристике
ОВПФ;
2) для хранения СИЗ предоставляется санитарно-бытовое помещение
или специальные безопасные места на объекте работ;
3) в период работы персонал в обязательном порядке использует СИЗ,
СИЗ ОД, СКЗ;
4) персонал, носит спецодежду в застегнутом виде, исключающем
опасность воздействия движущимися элементами оборудования и ограждения;
5) персонал, не имеющий СИЗ, СИЗ ОД к выполнению работ не
допускается;
6) организация производит ремонт спецодежды, спецобуви, химчистку,
при работе с вредными веществами их нейтрализацию, а также контролирует
наличие и состояние СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ;
7) спецодежда и спецобувь, бывшие в употреблении, могут выдаваться
другим работникам только после ее стирки, ремонта и дезинфекции;
8) при опасности повреждения и раздражения глаз, органов дыхания
работающие используют защитные очки, респираторы, СИЗ ОД;
9) персонал, работающий с кислотами и веществами, выполняет работу
в защитных очках, респираторе, рукавицах и спецодежде из кислотоустойчивых
материалов резиновых сапогах и резиновом фартуке, рукавицы заправляются в
рукава, а брюки сверху обуви.
10) при работе с вредными веществами персонал располагается с
боковой стороны относительно места работы;
11) спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления, в
которых проводится работа с ртутью, необходимо хранить в отдельном
помещении, и регулярно очищать в соответствии с графиком и санитарными
нормами;
12) правильное использование и хранение средств индивидуальной
защиты возлагается на исполнителей и руководителя работ;
32
13) при опасности воздействия излучений обязательно ведется контроль
дозиметрами и применение специальных средств защиты.
166. На объектах разработки НГМ при наличии опасности воздействия
ОВПФ производится контроль содержания вредных веществ в воздухе, уровня
шума и вибрации, освещенности, температуры и условий микроклимата на
рабочих местах в соответствии с санитарными нормами.
В помещениях, на объектах и рабочих местах, где возможно выделение
взрывоопасных и токсичных паров, газов и пыли, а также в случаях нарушения
технологических процессов, необходимо осуществлять постоянный контроль
воздушной среды. Сведения о состоянии воздушной среды регистрируются в
журнале на рабочем месте и передаются на диспетчерский пункт.
167. При работе в местах, где возможно увеличение концентрации
вредных газов и паров выше допустимых санитарных норм, работники
обеспечиваются
соответствующими
противогазами,
респираторами,
изолирующими и дыхательными аппаратами и другими СИЗ ОД.
СИЗ ОД выдаваемые работникам подбираются по размерам и хранятся на
рабочих местах в специальных шкафах, в отделении с надписью фамилии
работника. К сумке СИЗ ОД прикрепляется бирка (этикетка) с той же
надписью. Исправность СИЗ ОД и других газозащитных средств необходимо
периодически проверять по графику, утвержденному организацией.
На рабочих местах находится инструкция по использованию СИЗ ОД, а
также по проверке, хранению и дезинфекции.
168. СИЗ ОД и другие газозащитные средства проверяются в
соответствии с инструкцией изготовителя и графиком, а также перед их
применением. СИЗ ОД заменяются в установленном порядке в сроки,
указанные в технической документации на средства защиты по графику, а
также при обнаружении повреждений и неисправности.
169. Работники находящиеся на объекте обучаются правилам и приемам
использования СИЗ ОД. Тренировочные занятия производятся по графику,
утвержденному руководителем объекта.
170. Количество СИЗ ОД на объекте определяется с учетом наибольшего
количества работающих и резерва. Количество и размеры СИЗ ОД
определяются по заявке руководителя.
171. Резервный запас СИЗ ОД хранится в контейнере, чехлах и футлярах
под пломбой. Шланговые противогазы и воздушные дыхательные аппараты
хранятся в отдельных опломбированных футлярах. Не разрешается запирать на
замки резервный запас СИЗ ОД. Проверка пломб производится при приеме и
сдаче руководителем смены и обслуживающим персоналом. Наличие и
состояние резервного запаса не реже одного раза в месяц проверяется с
участием работника аварийно-спасательной службы в соответствии с
утвержденным графиком.
172. Персонал объекта и командированных работников инструктируют
перед началом работ о расположении рабочих и резервных СИЗ ОД, условиях
хранения, проверки и применения.
33
173. Работы, связанные с опасностью падения работающего с высоты, а
также в изолированных газоопасных местах, проводятся с применением
соответствующего предохранительного пояса и страховочного фала (веревки).
Предохранительные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом
(карабином) на их пересечении со стороны спины для крепления фала. Пояс
крепится таким образом, чтобы кольцо располагалось в верхней части спины.
Не разрешается применение поясов без наплечных ремней
Предохранительные пояса и веревки проверяются осмотром до и после их
применения.
Предохранительные пояса и страховочные фалы испытывают в
соответствии с документацией изготовителя не реже одного раза в полугодие
статической нагрузкой, указанной в инструкции изготовителя, с оформлением
акта подписанного руководителем объекта и работником по эксплуатации или
записью в журнале. При отсутствии указаний в инструкции по эксплуатации,
испытание следует проводить статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти
минут.
Не допускаются к применению страховочные фалы и пояса имеющие
повреждения материала, швов, крепления и другие неисправности,
ослабляющие прочность пояса.
Раздел 3. Безопасное содержание территории объектов
и санитарно- гигиенические условия
174. Размещение объектов разработки НГМ, производственных зданий,
сооружений, помещений, площадок и коммуникаций на территории
производится на безопасном расстоянии в соответствии с проектом,
требованиями промышленной, пожарной и экологической безопасности,
охраны труда и окружающей среды, строительными, санитарными и
пожарными нормами.
Минимальные безопасные расстояния и указаны в Приложениях 5.
175. Территория объектов разработки НГМ обустраивается в
соответствии с проектом и требованиями безопасности. Лотки, траншеи,
котлованы и углубления, устройство которых предусмотрено проектом,
обеспечиваются защитным покрытием или ограждением высотой не менее 1 м.
Лотки соединяются с канализацией через гидрозатворы с уклоном в сторону
канализационного колодца (люка).
На территории указываются и обозначаются границы производственных
объектов, опасной, охранной и санитарно-защитной зоны.
176. При размещении задвижек и другой арматуры в колодцах, лотках и
углублениях предусматривается дистанционное управление (удлиненные
штоки или штурвалы управления, электропневмоприводы) и обеспечивается
безопасный доступ при техническом обслуживании, ремонте или замене
арматуры.
34
177. Дороги, тротуары, переезды и проходы содержатся в чистоте и
исправности, обеспечиваются указателями и дорожными знаками, включая
высоту проезда под эстакадами, а также освещаются по нормам в соответствии
с Приложением 6.
На территории объектов в местах, где не допускается проезд транспорта,
устанавливаются запрещающие дорожные знаки.
178. Не допускается движение транспорта и спецтехники без
искрогасителей по территории опасных объектов. Скорость движения
ограничивается 10 км/час, на поворотах  5 км/час.
179. В местах пересечения дорог и тротуаров с железнодорожными
путями необходимо устраивать сплошные настилы на уровне с головками
рельсов и предусматривать защитные устройства,
знаки безопасности,
звуковой и световой сигнализации и освещение.
180. Не разрешается производить земляные, строительные и ремонтные
работы в опасной зоне на территории объектов без наличия письменного
разрешения руководителя организации или объекта, наряда-допуска, плана и
схемы работ и согласования с представителями служб, имеющих на этом
участке подземные и наземные
коммуникации (связь, канализация,
электрокабели, трубопроводы).
На производство указанных работ выдается наряд-допуск установленной
формы, уполномоченным руководителем объекта, на территории которого
проводятся работы.
181. Ремонтные работы, связанные с закрытием проезжей части дороги,
согласовывают с руководителем объекта и пожарной службой.
182. На территории опасного объекта и в опасных зонах не разрешается
ведение огнеопасных работ, за исключением участков, предусмотренных
технологическими регламентами или инструкциями и специальных участков
для проведения огнеопасных работ, на которые выдается разрешение или
наряд-допуск в установленном порядке.
183. После окончания ремонтно-строительных работ участок территории
установки, планируют, очищают и благоустраивают согласно проекта (плана)
производства работ. Пуск объекта и установок до окончания планировки,
благоустройства и очистки территории от строительных отходов не
разрешается.
184. На территории опасного объекта устанавливаются плакаты по
безопасному ведению работ, предупредительные надписи «Взрывоопасно»,
«Огнеопасно», «Курить воспрещается», «Вход посторонним запрещается» и
другие знаки безопасности.
185. Для курения отводятся специальные оборудованные взрывопожаробезопасные места, которые согласовывают с пожарной службой и
обеспечивают средствами пожаротушения.
186. Не разрешается оставлять и хранить отходы производства на
территории опасных объектов.
187. В случае разлива на территории объекта и в производственных
помещениях нефти, легковоспламеняющихся и вредных веществ необходимо
35
срочно принять меры, исключающие их воспламенение, огранеичить доступ
персонала.
188. Место разлива засыпается песком с последующей, тщательной
очисткой и удалением остатков нефтепродукта и вредных веществ за пределы
производственной зоны в специально отведенное место (полигон) для
последующей утилизации.
189. Не допускается применять для очистки полов и площадок горючие и
легковоспламеняющиеся жидкости.
190. Производственные помещения и площадки территории опасных
объектов,
на
которых
расположено
оборудование,
обеспечивают
необходимыми техническими и технологическими средствами для подвода
пара, воды, воздуха,
азота, реагентов для безопасной эксплуатации,
обслуживания и ремонта оборудования, трубопроводов, резервуаров.
191. Трубопроводы и шланги прочно закрепляются на эстакады и стойки
специальными устройствами с контргайками.
192. Металлические предметы на площадки и полы производственных
помещений и сооружений следует опускать плавно, без ударов и
искрообразования.
193. Не разрешается использовать проезды, дороги, тротуары, площадки
для складирования материалов.
194. Производственные помещения содержатся в чистоте и безопасном
состоянии. Не разрешается хранение в производственных помещениях не
предусмотренного оборудования и материалов. Использованный обтирочный
материал и отходы необходимо собирать в специальные металлические
контейнеры с крышками, установленные вне помещения, и ежесменно удалять
в безопасные места с территории установки. Каждый работник перед сдачей
смены приводит в безопасное состояние рабочее место.
195. Материалы, оборудование для временного хранения размещаются в
отведенных для этой цели помещениях и на площадках, согласованных с
пожарной службой, в установленном количестве и при соблюдении безопасных
правил хранения.
196. Смазочные материалы в производственных помещениях разрешается
хранить в количестве не более суточной потребности, в металлической таре,
закрытой крышкой.
Не
разрешается
хранить
в
производственных
помещениях
легковоспламеняющиеся продукты и вредные вещества, в объемах не
предусмотренных регламентом, инструкциями и технологическим процессом.
197.
Полы
производственных
помещений
должны
иметь
пожаробезопасное покрытие, уклон к канализационным колодцам и находиться
в исправном состоянии.
198. Окна, фрамуги или другие открывающиеся устройства в
производственных помещениях открываются наружу и оборудуются
легкоуправляемыми приспособлениями для их открывания и фиксации в
требуемом положении. Не допускается установка решеток не предусмотренных
проектом.
36
199. На территории установки и в производственных помещениях, где
возможны контакты работающих с вредными и агрессивными веществами
(кислоты, щелочи и едкие реагенты), производится устройство специального
крана для промывания с регулировкой подачи воды.
200. Не разрешается сушить одежду, обувь в производственных
помещениях, а также хранить горючие и другие материалы на поверхностях
трубопроводов, аппаратов и приборов отопления.
201 Технологическое оборудование, аппараты, станки, механизмы,
агрегаты, приборы, инструмент, подъемно-транспортные устройства, сосуды
содержатся в безопасном состоянии и чистоте. При не выполнении указанного
требования сдача и прием смены не разрешается.
202. Дополнительный монтаж и модернизация оборудования, аппаратов и
трубопроводов производится по утвержденному и согласованному плану
(проекту) и обеспечивают безопасность при эксплуатации, обслуживании и
ремонте.
203. На территории объектов, установок, резервуарных парков, сливоналивных устройствах и в производственных помещениях проводятся
следующие мероприятия по безопасности:
1) проверка технического и состояния и готовность противопожарного
оборудования, систем пожаротушения, наличие рабочего давления воды, пара
и реагентов в системах, не реже одного раза в смену старшим оператором
(руководителем смены);
2) наружный осмотр и проверка исправности действия вентиляционных
установок перед началом каждой смены старшим оператором (руководителем
смены);
3) осмотр и проверка исправности системы (пожарного) водоснабжения
(колодцы, гидранты, задвижки, резервуары, емкости, насосные устройства и
шланги), установок пожаротушения не реже двух раз в месяц специально
назначенными работниками объекта и не реже одного раза в месяц
руководителем объекта совместно с представителями пожарной службы;
4) осмотр и проверка состояния КИП, автоматики и предохранительных
устройств не реже одного раза в смену работником службы КИП и
руководителем смены;
5) проверки руководителем объекта и другими работниками проводятся
в соответствии с системой управления промышленной безопасности, охраной
труда действующей в организации и должностными инструкциями.
Результаты всех проверок записываются в специальном журнале под
роспись с указанием сроков устранения нарушений.
204. На наружной стороне каждой двери взрывоопасного помещения
размещается надпись с указанием группы и класса пожаровзрывоопасности
помещения, должности работника ответственного за пожарную безопасность.
205. Для определения предельно допустимых взрывных концентраций
газовоздушных смесей во всех взрывоопасных помещениях состояние
воздушной
среды
контролируется
при
помощи
стационарных
газоанализаторов-сигнализаторов, которые при загазованности помещения 20%
37
от нижнего предела взрываемости подают звуковой и световой сигнал по месту
установки и на щит управления в операторную, с автоматическим включением
аварийной вентиляции.
206. Для определения предельно-допустимых концентраций вредных
веществ (ПДК) в воздушной среде производственных помещений применяются
стационарные и переносные газоанализаторы и газосигнализаторы. Результаты
регистрируются в специальном журнале под роспись с указанием времени
проверки.
207. Перечень газоопасных мест и работ, а также график отбора проб и
проведения анализов утверждается руководителем установки или опасного
объекта, в соответствии с должностной инструкцией.
208. Содержание вредных веществ, паров и газов в воздухе рабочей зоны
производственных помещений и площадок не должно превышать ПДК и
ПДВК. При превышении вводится в действие ПЛВА и работы выполняются с
использованием средств индивидуальной защиты органов дыхания, средств
индивидуальной защиты и средств коллективной защиты.
209. Отбор проб горючих и газообразных продуктов, вредных веществ и
реагентов производится при условии обеспечения герметичности в
соответствии с требованиями специальной инструкции, утвержденной
организацией. Отбор проб с наличием сероводорода и меркаптанов
производится в присутствии дублера.
210. Применение опасных и вредных веществ производится при условии
выполнения требований безопасности установленных изготовителем,
проектной документацией, стандартами, санитарными правилами, согласно
инструкций утвержденных организацией.
211. Электрооборудование, электролинии, рабочее и аварийное
освещение объектов должно иметь степень взрывозащиты в соответствии с
проектом,
стандартами,
правилами
электробезопасности
и
взрывопожаробезопасности .
В качестве переносного освещения применяются светильники во
взрывозащищенном исполнении с лампами и источниками питания
напряжением не более 12 В.
Средства
связи должны
соответствовать
классу и
группе
взрывопожароопасности помещений.
Освещенность
территории,
площадок,
дорог
обеспечивается
электрическими светильниками не ниже установленных норм указанных в
Приложении 6. Освещенность проверяется в соответствии с графиком
утвержденным организацией, но не реже одного раза в год при аттестации
рабочих мест.
212. При производстве работ, где возможно образование взрывоопасной
смеси газов и паров с воздухом, применяется искробезопасный инструмент, а
режущий стальной инструмент требуется обильно смазывать консистентными
смазками.
213. Не разрешается работать и находиться в пожаровзрывоопасных
помещениях и на площадках в обуви со стальными гвоздями или подковками.
38
214. Интерьер и окраска производственных помещений, обозначение и
окраска технологического оборудования производится в соответствии с
проектом и стандартами.
215. Производственные здания, сооружения, помещения, установки,
склады обеспечиваются запасными выходами и пожарным инвентарем
согласно проекта, стандартов и правил пожарной безопасности.
216. Противопожарный инвентарь размещается в доступных местах в
соответствии с требованиями пожарной безопасности в установленном
количестве и с соблюдением правил его хранения и применения.
217. Не допускается загромождение и загрязнение дорог, подъездов,
проездов, лестничных клеток, проходов и выходов из зданий, проходов к
противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и
сигнализации.
218. Не разрешается использование противопожарного инвентаря и
оборудования, аварийных и газоспасательных средств для других целей, не
связанных с их прямым назначением.
219. На рабочих местах около всех средств сигнализации и связи
вывешиваются таблички с указанием порядка подачи аварийных сигналов,
оповещения и вызова руководства объекта, аварийно- спасательной, пожарной
и медицинской службы.
220. Отопление и вентиляция обеспечиваются в соответствии с проектом
и санитарными нормами.
221. Для персонала объектов предусматриваются санитарно-бытовые
помещения, сооружения гражданской обороны в соответствии с проектом,
строительными и санитарными нормами и правилами.
222. Кратность обмена воздуха в бытовых помещениях и внутренние
расчетные температуры обеспечиваются по установленным санитарным
нормам, указываются в проектной документации и регулярно контролируются
в соответствии с графиком организации.
223. Питание и отдых персонала производится в специальном
помещении, оборудованном в соответствии с проектом и санитарными
нормами.
224. Для оказания немедленной медицинской помощи на объекте
предусматриваются здравпункты с медицинским оборудованием, в зависимости
от численности производственного персонала и расположения объекта в
соответствии с санитарными нормами
В здравпунктах обеспечивается дежурство медицинского персонала и
транспорта (по вызову).
Здравпункты обеспечивают телефонной связью с опасными и другими
объектами, а также с медицинскими учреждениями.
225. Производственные объекты и жилищно-бытовые помещения
обеспечиваются аптечками с набором медикаментов, перевязочных и других
материалов для оказания первой доврачебной медицинской помощи.
226. При ожогах, травмах отравлениях или других повреждениях
здоровья, работник установки сообщает об этом руководству объекта, а также в
39
здравпункт и в аварийно-спасательную службу и оказывает помощь
пострадавшему. Все работники обеспечиваются информацией о способах связи
со здравпунктом, аварийно-спасательной, пожарной и медицинской службой.
Раздел 4. Обустройство устья и эксплуатация скважин
Подраздел 1. Устьевая площадка
227. Требования безопасной эксплуатации объектов разработки НГМ
обусловлены надежным состоянием скважин, оборудования устья, манифольда
и работами, проводимыми на скважине.
228. Обустройство устьевой площадки (УП) скважин производится по
проекту в соответствии с правилами, инструкциями и стандартами.
Тип и схема оборудования устья указывается в проекте обустройства и
разработки месторождения для каждой скважины в соответствии с её
назначением, а также нормами отвода земли для нефтяных и газовых скважин.
Минимальные безопасные расстояния
размещения объектов
обустройства указаны в Приложении 6 и нормах технологического
проектирования.
229. Монтаж оборудования устья, фонтанной и запорной арматуры
манифольда, наземных установок для замера, сепарации и подготовки
продукции скважин, трубопроводов, производится с учетом состава пластового
флюида, инфраструктуры месторождения, рельефа местности, транспортных и
трубопроводных коммуникаций, границы селитебной территории, охранной и
санитарно-защитной зоны, преобладающего направления ветра и требованиями
по безопасному обслуживанию, тестированию и эксплуатации объектов.
230. После окончания монтажных работ на устьевой площадке
производится испытание и опрессовка оборудования устья, наземного
комплекса для добычи и учета продукции скважин, проверка технического
состояния с составлением акта приемки и схемы, с указанием всех
необходимых размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам.
Для участия в проверке привлекаются работники аварийно- спасательной
противофонтанной службы.
231. Оборудование устья, трубопроводов, установок замера и сепарации
продукции скважин должно обеспечивать полную герметичность и
возможность безопасного отключения скважины в опасной и чрезвычайной
ситуации, устойчивость от воздействия опасных и вредных веществ на
проектируемый период эксплуатации, а также соответствовать требованиям
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда,
охраны недр и окружающей среды, метрологии, лицензирования и
технического регулирования.
Регулярная проверка технического состояния и осмотр производится по
графику утвержденному организацией с регистрацией в специальном журнале
по указанию руководителя объекта.
40
232. В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины при
обустройстве и разработке месторождения предусматриваются:
1) оборудование устья скважины по согласованной и утвержденной
схеме;
2) приустьевая площадка с твердым покрытием и уклоном для стока и
сбора технологической жидкости;
3) площадки для установки ремонтного агрегата, приемных мостков,
емкостей и другого оборудования;
4) места для крепления оттяжек вышки и фонтанной арматуры;
5) фундаменты под станок-качалку, крепление арматуры и
трубопроводов;
6) площадки для станций управления скважиной и наземного
комплекса учета и сепарации продукции скважины;
7) площадки для электрических установок и оборудования;
8) система сбора технологической жидкости с лотками, поддонами,
дренажной емкости;
9) устройство для запуска внутритрубных устройств очистки и
диагностики состояния трубопроводов;
10) устройство для ввода ингибиторов и других реагентов;
11) устройство для мониторинга окружающей среды;
12) блоки для закачки воды и газа;
13) устройство для защиты от молний и статического электричества;
14) ограждения и укрытия.
233. Техническая характеристика оборудования устья предусматривается
с учетом превышения не менее чем на 10% максимального давления
необходимого для глушения скважины, возможного изменения температурного
режима и условий эксплуатации, коррозионного воздействия пластового
флюида, очистки от отложений гидратов и парафина.
234 Обустройство УП и других объектов в опасной зоне производится с
учетом классификации по взрывопожарной и пожарной опасности указанной в
Приложении 7.
235. Регулирующая арматура (дроссели) и запорная арматура
обеспечивается устройствами ручного и автоматического управления в
соответствии с техническими условиями изготовителя, проектной
документацией и обеспечивает возможность безопасной замены КИП, КИПиА
без остановки скважины и наземного оборудования.
236. Фонтанные скважины с большим дебитом, высоким давлением,
наличием сероводорода и вредных веществ оснащаются внутрискважинным
оборудованием обеспечивающим безопасную остановку и закрытие скважины
(клапан - отсекатель, циркуляционный клапан).
На выкидных линиях газовых, газоконденсатных и нагнетательных
скважинах устанавливается автоматический клапан-отсекатель.
При эксплуатации скважины производится проверка исправности
клапанов - отсекателей по утвержденному графику с регистрацией в журнале.
41
237. Станция управления газлифтной скважиной устанавливается на
безопасном расстоянии от устья, с учетом рельефа местности и
преобладающего направления ветра, в специальном укрытии или помещении,
обеспечивающем безопасную эксплуатацию и температурный режим.
238. Оборудование устья, станок - качалка, наземное оборудование,
трубопроводы, коммуникации, электропривод и пусковые устройства должны
быть окрашены, иметь ограждения и знаки безопасности в соответствии с
проектом и стандартами.
239 Оборудование устья, трубопроводы и коммуникации нагнетательной
скважины должны соответствовать максимальному давлению и обеспечивать
безопасность технологического процесса.
240. При кустовом размещении скважин УП проектируется с учетом
безопасного обслуживания и подъезда технологического транспорта,
механизации грузоподъемных работ.
241. Газоопасные и грузоподъемные работы на УП и в опасной зоне
выполняются по наряду - допуску.
Подраздел 2. Испытание и освоение скважин
242. Производственные и технологические процессы при испытании и
освоении выполняются в соответствии с проектом и условием надежного и
безопасного управления скважиной, требованиями промышленной, пожарной и
экологической безопасности, охраны труда, охраны недр и окружающей среды,
действующими при проведении нефтяных операций в Республике Казахстан.
Сдача скважины буровой организацией и приемка ее заказчиком
производится в соответствии с действующими правилами, после исследований
качества и безопасности выполненных работ и оформляются актами,
подписанным ответственными руководителями и исполнителями. Условия
передачи скважины указываются в проекте и контрактных документах,
согласно действующих правил.
243. Испытание и освоение скважины проводятся после оборудования
устья по утвержденной схеме, компоновки внутрискважинного оборудования с
колонной насосно - компрессорных труб, монтажа и опрессовки наземного
оборудования, в соответствии с проектом и планом проведения работ.
После окончания подготовительных работ проводится проверка
готовности скважины с составлением акта для получения разрешения на
испытание в установленном порядке. В состав комиссии включаются
ответственные работники организаций проводящих работы, представители
заказчика, аварийно- спасательной противофонтанной службы и органов
государственного контроля (по согласованию).
244. В случаях установления негерметичности устья, эксплуатационной и
промежуточных колонн, наличия межпластовых перетоков и межколонного
давления, несоответствия интервалов цементирования принимаются меры по
устранению дефектов до начала работ.
42
245. Перед перфорацией и вызовом притока выполняются мероприятия
по промышленной, пожарной и экологической безопасности, по
предотвращению не контролируемых газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов, по охране труда, охране недр и окружающей среды, а также
составляется акт готовности скважины к перфорации и выдача письменного
разрешения руководителем работ, представителями заказчика, аварийноспасательной противофонтанной службы.
246. В комплексе работ по испытанию и освоению скважин
обеспечивается учет и сбор пластового флюида (нефть, конденсат, вода) в
специальные емкости.
Сжигание углеводородного газа на факеле допускается в течение срока,
согласованного
с соответствующими уполномоченными органами в
установленном порядке. При наличии сероводорода и других вредных и
опасных компонентов, в обязательном порядке проводится их нейтрализация с
последующей утилизацией отходов. Выпуск сероводородсодержащих газов и
вредных компонентов в атмосферу не допускается.
247. В ПЛВА при испытании и освоении скважин предусматриваются
мероприятия и безопасные действия персонала в случае возникновения
опасных и аварийных ситуаций связанных с технологией работ, возможной
утечкой пластового флюида и отрицательного воздействия на окружающую
среду, производственный персонал и население в опасной зоне.
248. В случае отклонения от
проектных решений, возможность
проведения испытания и освоения определяется после дополнительных
согласований с заказчиком, проектной организацией, аварийно-спасательной
противофонтанной службой, органами государственного контроля, при условии
разработки и выполнения специальных мероприятий по промышленной,
пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и
окружающей среды, позволяющих обеспечить, надежное управление
скважиной, включая её глушение и ликвидацию, а также безопасность
персонала.
Подраздел 3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин
249. Конструкция скважины, колонной головки, фонтанной арматуры,
колонны НКТ, внутрискважинного и наземного оборудования, схемы монтажа
должны обеспечивать оптимальные и безопасные режимы работы скважины,
герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность
проведения технологических операций, глубинных исследований, отбора проб,
контроля устьевого давления и температуры в соответствии с проектом и
действующими нормативными документами по промышленной, пожарной и
экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды, в
том числе при необходимости ликвидации опасной или аварийной ситуации.
250. Перед вводом в эксплуатацию проверяется готовность скважины,
наличие документации на передачу скважины в эксплуатацию, проектной
43
документации, инструкций по профессиям и видам работ, квалификации
персонала,
производственной
и
технологической
инфраструктуры,
декларирования безопасности, системы производственного контроля, наличие
разрешения органов государственного контроля.
На каждую скважину составляется фактическая схема оборудования
устья, компоновки внутрискважинного оборудования, установки и обвязки
наземного оборудования, с указанием размеров по горизонтальным и
вертикальным отметкам, нестандартных элементов обвязки, охранной и
санитарно- защитной зоны, подъездных путей. К схеме прилагается перечень
(спецификация) элементов обвязки и оборудования скважины с указанием
данных технического паспорта, года выпуска, даты установки и срока
эксплуатации, акты испытания на герметичность. Указанная документация
составляется
при
участии
представителя
аварийно-спасательной
противофонтанной службы.
251. При эксплуатации скважины с аномальной температурой на устье
применяется соответствующая фонтанная арматура, конструкция и
термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического
процесса, оборудования и обслуживающего персонала.
252. Эксплуатация скважин производится в соответствии с
технологическим регламентом и проектом разработки НГМ.
253. При кустовом расположении скважин, оборудование, трубопроводы
станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции,
кабельные эстакады располагаются по одну сторону от оси куста скважин.
Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию не
разрешается.
254. Оборудование устья с устройством шахты производится по схемам,
согласованным с аварийно-спасательной противофонтанной службой, органами
государственного контроля (по согласованию), при необходимости учета
конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и
условий данного региона, в зависимости от категории скважины и регламента
по их эксплуатации.
255. Испытание на герметичность скважин и опрессовка оборудования,
трубопроводов производится в соответствии с технической эксплуатационной
документацией изготовителя и специальной инструкцией организации, с
учетом характеристики пластового флюида, горно-геологических условий,
согласованной и утвержденной в установленном порядке.
256. Устранение неисправностей на действующей скважине при
возникновении опасной или аварийной ситуации, производится в соответствии
с ПЛВА, специально обученным персоналом, а также при участии аварийноспасательной противофонтанной службы в случае опасности возникновения
ГНВП или открытого фонтана.
257. Станция управления газлифтной скважины устанавливается с учетом
рельефа местности и преобладающего направления ветра, на безопасном
расстоянии от устья в специальном помещении, надежно укрепляется и
заземляется. Температура в помещении обеспечивается в соответствии с
44
проектом и документацией изготовителя.
Трубопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной
арматурой прокладываются на эстакадах.
258. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию осуществляется в
соответствии с проектом и планом, утвержденным и согласованным в
установленном порядке.
259. Для обвязки скважины, оборудования и аппаратуры, а также для
трубопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации, применяются
бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения
допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры. Тип,
марка труб и технология сварки должны соответствовать характеристике
пластового флюида и условиям эксплуатации скважины.
260. Газораспределительные установки должны иметь системы
индивидуального автоматического замера давления и расхода газа с выводом
системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства
для подачи ингибитора.
261
При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе
снижается до атмосферного, а подогрев этих участков осуществляется паром.
При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача
ингибитора без остановки газопровода. Указанные работы относятся к
опасным и регламентируются в специальной инструкции и ПЛВА.
262. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы
необходимо проводить:
1) ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических
трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры,
предохранительных устройств и КИПиА, с записью результатов в журнале;
2) контроль работоспособности систем противоаварийной, противофонтанной и противопожарной защиты, осушки газа, освещения, вентиляции и
аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического
электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.
Подраздел 4. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
263. Перед вводом скважины в эксплуатацию выполняются требования и
условия указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил, с учетом
конкретных условий объекта нефтегазодобычи, конструкции штангового
насоса и станка-качалки.
264. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и устройством для
герметизации штока в соответствии с проектом, схемой обвязки,
действующими правилами и документацией изготовителя.
265. Схема оборудования устья скважины должна позволять производить
смену герметика полированного штока и замену манометров при наличии
давления в скважине, а также замер устьевого давления и температуры, в
соответствии с инструкцией по безопасности и ПЛВА.
45
Станок-качалка, оборудование и обвязка устья, площадка для
обслуживания, электропривод и пусковое устройство должны быть окрашены,
иметь ограждения и предупредительные знаки безопасности, установленные в
соответствии со стандартами и специальной инструкцией.
Для обслуживания станка-качалки устраивается площадка с ограждением,
в соответствии с документацией изготовителя и схемой обвязки устья.
266. Системы замера давления, дебита, технологических параметров
пуска и остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт с
регистрацией на диаграмме или в журнале.
267. Оборудование станка-качалки обеспечивается устройствами
заземления, защиты от молний, статического электричества в соответствии с
технической и эксплуатационной документацией изготовителя, согласно
проекта и схемы обвязки.
Заземляющие проводники, в месте соединения с кондуктором,
устанавливаются на глубину, не менее 0,5 м.
Применение для заземления стального каната не допускается.
Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.
Подраздел 5. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными,
винтовыми, погружными электрическими насосами
268. При эксплуатации скважины с применением центробежных,
диафрагменных, винтовых и погружных электронасосов выполняются
требования и условия указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих
Правил, а также дополнительные требования по электрической безопасности в
соответствии с действующими правилами, технической и эксплуатационной
документацией изготовителя, которые указываются в проектной документации.
269. Оборудование устья скважины должно соответствовать безопасным
условиям эксплуатации, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного
пространств, возможность проведения глубинных исследований и ремонтных
работ.
Проходное отверстие для электрического кабеля в устьевой арматуре
должно иметь герметичное и безопасное уплотнение.
270. Сборка электронасосов, монтаж и демонтаж наземного
электрооборудования, обслуживание и ремонт, проводится электротехническим
персоналом, имеющим соответствующую квалификацию.
271. Электрический кабель прокладывается по эстакаде от станции
управления или электрощита к устью скважины. Допускается прокладка кабеля
на специальных стойках-опорах, с надежным и безопасным креплением из
диэлектрического материала.
272. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемного агрегата при
помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страхуется тросом
соответствующим максимальной динамической нагрузке и запасом прочности в
соответствии с документацией изготовителя.
46
273. При свинчивании и развинчивании труб, электрический кабель
отводится и крепится на безопасном расстоянии от рабочего места в
соответствии с производственной инструкцией.
274. Скорость безопасного спуска (подъема) погружного оборудования в
скважину указывается в регламенте или плане работ, с учетом состояния и
профиля ствола скважины.
275. Эксплуатационная колонна перед спуском погружного электронасоса, а также при смене насоса проверяется шаблоном в соответствии с
требованиями инструкции по эксплуатации и планом работ.
276. Перед извлечением погружного электронасоса из скважины
выполняются мероприятия по отключению электрического кабеля, снятию
электрических предохранительных устройств и установки таблички «Не
включать! Работают люди».
При этом соблюдаются условия исключающие возможность повреждения
электрического кабеля и обеспечивающие его безопасное состояние.
277. Объект и рабочие места комплектуются диэлектрическими
средствами защиты в соответствии с правилами электрической безопасности и
эксплуатации электроустановок.
Подраздел 6. Эксплуатация скважин гидропоршневыми
и струйными насосами
278. При эксплуатации скважин с применением гидропоршневых и
струйных насосов перед началом работ выполняются условия и требования
указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил и дополнительное
обустройство в соответствии с проектом или планом работ для данной
скважины, технической и эксплуатационной документацией изготовителя и
инструкциями по промышленной и взрывопожарной безопасности.
279. В помещении технологического блока обеспечиваются следующие
условия микроклимата:
1) постоянная приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая
восьми-кратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в
течение часа;
2) температура в блоках не ниже 5°C, уровень шума не более 80 дБ,
скорость вибрации не более 2 мм/с.
280. При использовании в качестве технологической жидкости
углеводородной продукции скважины предусматриваются системы контроля
загазованности, противопожарной защиты и автоматического объемного
газового пожаротушения.
281. Перед входом в помещение технологического блока необходимо
выполнить следующие требования:
1) проверить загазованность помещения и состояние системы
вентиляции;
2) включить освещение;
47
3) переключить систему газового пожаротушения с режима
автоматического пуска на ручной.
282. При возникновении в блоке пожарной опасности необходимо
вывести персонал из помещения, закрыть все двери и включить кнопкой,
расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.
283. Перед спуском пакера и внутрискважинного оборудования
производится шаблонирование, промывка и опрессовка эксплуатационной
колонны совместно с оборудованием устья.
284. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого скважинного оборудования производится с применением специального лубрикатора,
имеющегося в комплекте установки.
285. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить по плану
работ или наряду-допуску с использованием грузоподъемного механизма при
закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции по безопасности на
проведение работ данного вида.
286. Каждая нагнетательная линия оборудуется манометром и
регулятором расхода рабочей жидкости.
287.
Насосные
установки
оборудованы
электроконтактными
манометрами и предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного
клапана соединяется с приемной линией насоса и надежно закрепляется.
288. Техническое состояние системы автоматики и предохранительных
устройств проверяется в сроки, установленные регламентом, технической и
эксплуатационной документацией изготовителя.
289. Насосная установка запускается в работу после проверки
исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на
линиях приема, нагнетания и перепуска рабочей жидкости насоса. Давление в
напорной системе создается после установления нормального режима работы
наземного оборудования.
290. При остановке насоса давление в нагнетательном трубопроводе
снижается до атмосферного.
291. Система замера давления, дебита скважин, и технологических
параметров работы насосов обеспечивается выходом на диспетчерский пункт с
регистрирующими КИПиА.
292. При отклонении от регламента и в случае опасной ситуации,
персонал выполняет действия предусмотренные ПЛВА для данного объекта.
Подраздел 7. Эксплуатация нагнетательных скважин
293. При строительстве и вводе в действие нагнетательной скважины
выполняются требования специальных правил и мероприятия по
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране
недр и окружающей среды в соответствии с проектом, согласованным и
утвержденным в установленном порядке.
294. Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных
48
колонн, марка стали, высота подъема цемента и другие элементы)
предусматривает возможность безопасного выполнения следующих
условий:
1) закачка рабочего агента в пласт при предусмотренном давлении
нагнетания в соответствующем объеме;
2) надежное разобщение пластов и объектов закачки;
3) производство исследований и выполнение мероприятий по
воздействию на призабойную зону пласта;
4) проведение ремонтных и аварийных работ.
295. Конструкция и состояние забойной части нагнетательных
скважин должно обеспечивать максимальную открытость фильтрующей
поверхности пластов (пласта) в которые производится нагнетание агента для
создания безопасных технологических условий и режима работы скважины.
296. Режим эксплуатации нагнетательных скважин определяется в
технологическом регламенте и проекте.
297. Оборудование и обвязка устья нагнетательной скважины выбирается
в зависимости от максимального прогнозируемого давления для объекта
нагнетания, характеристики пластового флюида и нагнетательного агента, на
основании расчетов выполненных при разработке проекта.
При оборудовании устья скважины предусматриваются в необходимом
количестве дроссельные устройства с автоматическим и ручным управлением
для регулирования давления и объема закачиваемого агента, КИПиА
обеспечивающими их безопасную замену без остановки технологического
процесса и регулярный контроль за скважиной.
298. Нагнетательные скважины в зависимости от физико-химических
свойств закачиваемого агента оборудуются соответствующей компоновкой
колонны насосно-компрессорных труб, пакерующим устройством, и
скважинным оборудованием, обеспечивающими защиту и изоляцию
эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.
Перед пуском скважины и закачкой агента в пласт, оборудование устья,
обсадная колонна, компоновка НКТ с пакером, наземное оборудование и
трубопроводы испытываются на герметичность методом опрессовки на
максимальное давление, предусмотренное проектом, регламентом, технической
и эксплуатационной документацией изготовителя, в соответствии с
действующими нормативными документами. Методы испытания и давление
опрессовки указываются в проекте и технологическом регламенте.
299. В процессе эксплуатации НГМ необходимо вести постоянное
наблюдение за нагнетаемым давлением и объемом закачиваемого агента
каждой нагнетательной скважины с документальной регистрацией.
300. При закачке в пласты сточных вод и других коррозийно-агрессивных
агентов, для защиты трубопроводов, обсадных колонн скважин и другого
эксплуатационного оборудования от коррозии, применяются защитные
покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и
другие мероприятия, при наличии разрешительных документов органов
государственного контроля.
49
Характеристика
и
кондиция
закачиваемого
агента
должны
соответствовать проектным решениям и условиям безопасности.
301. Эксплуатация скважин, в которых произошел аварийный прорыв газа
по пласту, или по межтрубному и заколонному пространству не разрешается и
производится остановка скважины по ПЛВА. Последующие работы
выполняются по специальному плану согласованному с аварийно-спасательной
противофонтанной службой.
После устранения нарушений производится проверка технического
состояния скважины, с составлением акта. Дальнейшая эксплуатация
производится при наличии разрешения выданного в установленном порядке по
указанию руководителя объекта.
302. Оборудование устья нагнетательной скважины, наземное
и
внутрискважинное оборудование в процессе эксплуатации должно
соответствовать проекту, при разработке которого учитывается состав, физикохимические свойства нагнетаемого агента и максимальное давление
нагнетания, технический регламент эксплуатации месторождения или
отдельного участка.
303. Нагнетательный агент должен иметь заключение токсикологической
экспертизы и не оказывать вредного воздействия на продуктивные пласты и
окружающую среду.
304. При остановке скважины или отдельного оборудования, аппаратов,
трубопроводов, при отрицательных температурах необходимо принимать меры
исключающие замерзание и застывание жидкости, очистку и продувку
безопасными методами, с регистрацией выполненных работ в журнале.
305. Для безопасной эксплуатации нагнетательных скважин проводится
разработка отдельного ПЛВА и декларирование безопасности объекта с учетом
специфики и повышенной опасности работ.
Подраздел 8. Исследование скважин
306. При исследовании скважин выполняются требования правил и
инструкций действующих на объекте разработки НГМ, технической и
эксплуатационной
документации
изготовителя
исследовательского
оборудования, инструментов, приборов, а также инструкций организации
выполняющей исследовательские работы которые ведутся по согласованному
плану, утвержденному руководством нефтегазодобывающей организации.
307. Периодичность и объем исследований скважин устанавливаются на
основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с
проектом разработки данного месторождения и указывается в комплексном
плане (графике) эксплуатации НГМ, который направляется руководителям
объектов для исполнения.
308. В соответствии с планом работ проводится проверка технического
состояния исследовательского оборудования и аппаратуры, опрессовка
лубрикатора до и после установки на устье на максимальное давление при
50
исследовании, с учетом запаса прочности, по результатам составляются
соответствующие акты и проводится исследование скважины.
309. Исследование скважин с наличием сероводорода и опасных
факторов производится после выполнения требований специальной инструкции
и выполнению мероприятий безопасности, предусмотренных в проекте или
плане работ, а также проверки и составления акта готовности скважины,
получения соответствующего разрешения в установленном порядке.
310. Для наблюдения и контроля за режимом работы скважин
устанавливаются
контрольно-измерительные
приборы
и
устройства,
позволяющие безопасно отбирать пробы добываемой продукции, спускать
глубинные приборы в скважину, измерять и регистрировать дебиты пластового
флюида, давления на устье и забое, положение динамического уровня в
скважине и другие параметры.
311. Исследование скважин, не оборудованных техническими средствами
безопасного отбора проб, замера дебита и других параметров, не допускается.
312. Контрольно-измерительные приборы и устройства для исследования
технологических параметров должны проходить регулярную метрологическую
поверку и тарировку в соответствии с требованиями стандартов и
документацией изготовителя.
Подраздел 9. Интенсификация скважин
313. Интенсификация скважин с целью повышения нефтегазоотдачи
пластов проводится по специальному проекту или плану работ, согласованному
и утвержденному в установленном порядке, в соответствии с действующими
правилами, инструкциями и нормативными документами по промышленной,
пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и
окружающей среды.
314. В проекте (плане) указываются подготовительные, основные и
заключительные работы, технологическая часть, спецификация и схемы
размещения оборудования, перечень и количество используемых материалов и
химических реагентов с указанием предельно-допустимой концентрации и
класса опасности, меры безопасности, руководитель и исполнители работ.
Схема оборудования устья с целью предупреждения неконтролируемых
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов разрабатывается с учетом
используемого метода интенсификации пласта и согласовывается с аварийноспасательной противофонтанной службой.
315. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в
скважинах с негерметичным устьевым оборудованием и обсадными колоннами,
заколонными перетоками и межколонным давлением не разрешается.
316. Оборудование, трубопроводная система от скважины и
предохранительных устройств надежно закрепляются и выводятся на
безопасное расстояние в соответствии со схемой обвязки и действующими
правилами безопасности и опрессовываются на давление с коэффициентом 1,5
51
больше максимального рабочего давления, с составлением акта.
При гидравлических испытаниях персонал удаляется в безопасную зону
или защитное укрытие.
На период обработки скважины и интенсификации притока
устанавливаются и обозначается опасная зона в радиусе не менее 50 м.
317. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в
соответствии с проектом и технологическим регламентом, утвержденным и
согласованным в установленном порядке.
318. В системе сбора продукции скважин предусматривается
использование газообразных продуктов технологического процесса, меры по
нейтрализации и утилизации продуктов горения без выброса вредных веществ в
атмосферу. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация
осуществляются по отдельной системе.
319. Устье скважины на период инициирования и процесса горения
оборудуется фонтанной арматурой с дистанционной управляемой задвижкой,
предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем
электронагревателя, и герметизацию устья в период нагнетания воздуха.
Оборудование скважины должно соответствовать температурному режиму
процесса горения.
На территории скважины на период инициирования и процесса
внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не
менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.
Установка
различного
оборудования,
емкостей,
КИПиА
не
предусмотренных схемой в пределах опасной зоны не допускается.
320. Включение электронагревателя должно осуществляться только после
подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим
регламентом.
Электронагреватель
оснащается
устройством,
автоматически
отключающим его при прекращении подачи воздуха.
321. При тепловой обработке пласта на линии подачи топлива
парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая
подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше
допустимого, а также при прекращении подачи воды.
Территория площадки скважин, оборудованных под нагнетание пара или
горячей воды, ограждается и обозначается предупредительными знаками.
322. Закачка теплоносителя в пласт проводится после установки
термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально
допустимое для эксплуатационной колонны.
323. После тепловой обработки скважины проверяются трубопроводы,
соединительные устройства, и оборудование. Техническое состояние арматуры,
защитное покрытие восстанавливают с целью предупреждения коррозии.
324. При обработке пласта горячими нефтепродуктами установка для
подогрева располагается не ближе 25 м от емкости для хранения и закачки. На
оборудовании и территории устанавливаются ограждения опасных участков и
знаки безопасности.
52
325. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева и
закачки нефтепродукта, должно иметь взрывозащищенное исполнение, в
соответствии с классификацией опасной зоны, правилами и стандартами,
указанные в проектной документации,
326. Емкость с горячим нефтепродуктом размещается на расстоянии не
менее 10 м от устья скважины с учетом рельефа местности и преобладающего
направления ветра. На месте работ устанавливается указатель направления
ветра с освещением.
327. Забойные электронагреватели для обработки пласта должны иметь
взрывозащищенное исполнение. Сборка и опробование забойного
электронагревателя путем подключения к источнику тока проводится в
электроцехе или специальном оборудованном помещении.
Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под
нагрузкой на скважине не допускается.
328. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем
производится механизированным способом при герметизированном устье с
использованием специального лубрикатора.
Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя
устье скважины должно быть закрыто.
Электрический кабель допускается 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 на безопасное
расстояние.
329. При термогазохимической обработке пласта с применением
пороховых и взрывчатых материалов в проекте (плане) работ указываются
дополнительные меры безопасности в соответствии со специальными
правилами.
Условия
проведения
подготовительных,
основных
и
заключительных работ, хранения и транспортировки взрывчатых материалов
выполняются по требованиям безопасности при взрывных работах, а также
учитываются при разработке ПЛВА и декларировании безопасности.
330. При гидроразрыве пласта для обеспечения безопасного состояния
обсадной колонны применяются пакерные устройства.
331. При проведении гидрокислотных разрывов пласта необходимо
применять ингибиторы коррозии.
От воздействия кислоты и вредных веществ персонал обеспечивается
специальными средствами индивидуальной защиты, ведется контроль вредных
веществ в воздухе рабочей зоны.
Подраздел 10. Замерные установки продукции скважин
332. Проектирование замерных установок для объектов разработки НГМ
производится с учетом физико-химических свойств продукции и
53
производительности скважин. Как правило, используются автоматизированные
групповые замерные установки (АГЗУ).
333. Технические характеристики АГЗУ указываются в проекте и должны
соответствовать конкретным условиям работы и безопасной эксплуатации
НГМ, согласно документации изготовителя и инструкции нефтегазодобывающей организации.
Для месторождений с наличием сероводорода предусматривается
антикоррозионное исполнение и ингибирование продукции скважин,
нейтрализация и утилизация вредных веществ.
334. Площадка для АГЗУ располагается с учетом преобладающего
направления ветра, должна иметь твердое покрытие высотой 15 см от
планировочной отметки и уклон 0,003 для отвода метеосадков.
На площадке и наружной стене помещения устанавливаются
предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности,
загазованности, ветроуказатель с освещением.
335. Конструкция и исполнение электроустановок, датчиков
газосигнализаторов должны соответствовать категориям и группам
взрывоопасных смесей, которые могут образоваться на рабочих местах,
концентрации сероводорода и вредных веществ в продукции скважин
(Приложения 7, 8).
336. Щитовое помещение и замерно-переключающую установку (ЗПУ)
размещают, по оси на расстоянии не менее 10 м.
Щитовое помещение устанавливается с наветренной стороны, при этом
его дверь должна быть обращена к входу в помещение ЗПУ, которое
размещается с учетом максимальной естественной вентиляции.
337. Производственные помещения с опасностью выделения газов и
паров нефти, обеспечиваются приточной и вытяжной вентиляцией,
механической вентиляцией и отоплением в соответствии с санитарными
нормами и правилами.
В помещениях, где возможно выделение сероводорода устанавливается
вентиляционная
система,
сблокированная
со
стационарными
газоанализаторами.
В помещении ЗПУ производительность общеобменной вентиляции
составляет 10 – кратный, а при работе с сероводородсодержащей продукцией,
12 – кратный воздухообмен в час.
Вентиляционная система обеспечивается устройствами исключающими
рециркуляцию воздушного потока в помещении.
338. АГЗУ обеспечивается молниезащитой и заземлением в соответствии
с проектом, документацией изготовителя и правилами электробезопасности
339. Отопление помещения ЗПУ предусматривается в проекте в
соответствии с санитарными и строительными нормами и правилами
безопасности.
340. В помещениях АГЗУ, ЗПУ не допускается хранить опасные
легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.
54
341. В местах постоянного перехода людей над трубопроводами
устанавливают переходные мостки с покрытием, исключающим скольжение,
шириной не менее 0,65 м, с перилами высотой не менее 1,0 м.
342. Организация рабочего места и размещение производственного
оборудования АГЗУ производится в соответствии с проектом, требованиями
правил и стандартов по безопасности и охране труда, санитарно-гигиенических
нормативов.
Размещение производственного оборудования, приборов, средств
автоматики и их взаимное расположение в помещении АГЗУ, ЗПУ и
электрощитовом помещении должно обеспечивать свободный доступ и
безопасное обслуживание.
Освещенность
помещения ЗПУ и электрощитового помещения
составляет не менее 30 Лк, КИП не менее 50 Лк.
343. Перед входом в помещение ЗПУ необходимо обеспечить
вентиляцию и проверку воздуха в рабочей зоне, осмотреть фланцевые
соединения обратных клапанов и проверить аварийную ёмкость.
344. Перед началом работ необходимо произвести внешний осмотр
помещения ЗПУ и электрощитового помещения; проверить визуально
состояние заземления аппаратуры; проверить работу вентиляции помещения
ЗПУ и открыть жалюзийные решетки, расположенные в верхней и нижней
частях.
345. Обслуживающий персонал входит в помещение ЗПУ и приступает к
работе только после 20- минутной работы вентиляции.
Работы производятся при условии соответствия ПДК, ПДВК, а на
объектах с опасностью выделения сероводорода в присутствии второго
работника (дублера) имеющего при себе СИЗ ОД и находящегося с наружной
стороны помещения.
Вентиляция должна работать непрерывно в течение всего времени
пребывания персонала в помещении.
346. При направлении работников на объект назначается ответственный
за производство работ, а при выполнении газоопасных работ оформляется
наряд - допуск, в котором указываются фамилии ответственного руководителя
работ и исполнителей, а также дата, время, место и характер работы,
мероприятия по безопасности и контролю воздуха рабочей зоны.
Ремонтные работы производятся, как правило, в дневное время.
При необходимости, работы в ночное время выполняются по
специальному плану, в котором предусмотриваются дополнительные меры
безопасности.
План утверждается в соответствии с положением организации и
инструкцией по газоопасным работам.
347. При отключении электроэнергии, обнаружении неисправности
вентиляции и оборудования персонал выполняет действия предусмотренные
ПЛВА с использованием СИЗ ОД и контроль загазованности воздуха рабочей
зоны.
55
Первоочередные действия при обнаружении утечки и разлива нефти,
пропуска газа производятся по ПЛВА по указанию руководителя объекта или
специально назначенного работника.
В условиях загазованности или превышении ПДК, ПДВК к ликвидации
опасной и аварийной ситуации привлекаются формирования аварийноспасательной службы, выполняющие работы по специальному плану.
К опасным и аварийным относятся следующие ситуации:
1) неисправность
системы противоаварийной и противопожарной
защиты;
2) превышение давления выше допустимого;
3) неисправность запорной арматуры;
4) наличие в элементах гидроциклонного сепаратора, фланцевых
соединениях трещин, пропусков или потения сварных швов;
5) неисправность КИП и КИПиА;
6) неисправность предохранительного клапана;
7) неисправность расходомеров;
8) нарушение заземления оборудования и помещения;
9) нарушение взрывозащитных оболочек электрооборудования (снятых
стеклянных колпаках светильников, нарушения трубной электропроводки);
10) окончание срока очередного освидетельствования гидроциклонного сепаратора, предохранительного клапана и манометров, сосудов
работающих под давлением.
При обнаружении неисправностей технологического оборудования
необходимо выполнить действия указанные в ПЛВА.
Остановка замерной установки производится по указанию руководителя
объекта организации в соответствии с технологическим регламентом и ПЛВА.
Подраздел 11. Сепарационные установки
348. При проектировании, размещении и эксплуатации сепарационных
установок (СУ) учитываются характеристики месторождения и продукции
скважин, рельеф местности, преобладающее направление ветра и
климатические условия, инфраструктура объектов разработки НГМ, требования
взрывопожаробезопасности, охраны труда и окружающей среды.
Для сепарации продукции скважин применяются, как правило, блочные
автоматизированные установки.
349. В составе СУ, в зависимости от принятой технологии добычи и
подготовки нефти, газа и газоконденсата предусматриваются: блок
распределения потока пластового флюида, блок сепараторов, блок
предварительного отбора газа (депульсатор), выносной каплеуловитель,
газосборная система, факельная система аварийного сжигания газа, емкости для
сбора продукции скважин.
56
350. Установка, пуск и эксплуатация СУ работающих под давлением
производится в соответствии с требованиями безопасности, документацией
изготовителя, технологическим регламентом и инструкцией организации.
СУ обеспечиваются техническим паспортом и схемой, на которой
указываются расстояния, места расположения предохранительных клапанов,
запорной и регулирующей арматуры, КИПиА, дренажной системы.
351. Системы контроля и управления процессом сепарации
предусматриваются в герметичном, взрывозащищенном исполнении и
рассчитывается на применение в условиях вибрации, образования гидратов,
отложений парафина, солей и других веществ или устанавливаются в условиях
исключающих прямой контакт с пластовым флюидом.
Для технологической среды с наличием сероводорода и агрессивных
веществ применяются сепараторы в антикоррозионном исполнении.
352. Техническое освидетельствование гидроциклонного сепаратора
производится перед пуском в эксплуатацию, после реконструкции
и
производства ремонтных работ, связанных с разгерметизацией внутреннего
пространства.
353. Сепараторы обеспечиваются КИП для контроля давления во
внутреннем пространстве, регуляторами и указателями уровня, устройством
для продувки паром или инертным газом, а также слива жидкости.
354. Предохранительные устройства регулярно проверяются по графику в
соответствии с документацией изготовителя. При обнаружении неисправности
выполняются действия предусмотренные ПЛВА. Не допускается установка
перед предохранительными устройствами запорной арматуры, а также
эксплуатация сепараторов при неисправности системы противоаварийной и
противопожарной защиты.
Подраздел 12. Установки предварительного сброса пластовых вод
355. На объектах разработки НГМ для предварительного разделения
продукции скважин проектируются и эксплуатируются установки и
оборудование для отделения воды в соответствии с требованиями безопасности
нормами проектирования и обеспечивают:
1) подготовку продукции скважин (нефтяной эмульсии) к разделению
перед поступлением в отстойные аппараты;
2) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
3) предварительное обезвоживание нефти.
356. Размещение оборудования установки предварительного сброса
пластовых вод (УПС) производится в соответствии с проектом, правилами и
нормативами.
357. Оборудование, аппаратура и трубопроводы УПС обеспечиваются
антикоррозионной защитой и тепловой изоляцией в соответствии с проектом и
нормами.
57
358. Для безопасной эксплуатации УПС непосредственно на НГМ,
защита оборудования, аппаратов от превышения давления предусматривается
установкой системы
предохранительных клапанов в соответствии с
технической эксплуатационной документацией изготовителя и нормами
проектирования.
359. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению предусматривается
подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед
первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих
рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды,
возвращаемой с блоков подготовки нефти.
360. Предварительное обезвоживание нефти осуществляться в аппаратах
для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые
воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в
продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается
только дегазация воды).
Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти
должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим
подачу их на прием насосных станций системы заводнения или при
необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных
насосных.
Подраздел 13. Дожимные насосные станции
361. Для безопасной эксплуатации на дожимных насосных станциях
(ДНС) в зависимости от схемы разработки месторождения, необходимо
предусматривать:
1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных
технологических процессов в технологическом модуле;
2) сепарацию нефти с предварительным отбором газа;
3) учет нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и участкам;
4) предварительное обезвоживание продукции скважин и очистка
пластовой воды в герметизированных аппаратах, обеспечивающих закачку в
продуктивные пласты без дополнительной обработки.
362. Состав ДНС и характеристика оборудования определяется в
соответствии с нормами проектирования и характеристикой пластового
флюида.
363. Горизонтальные технологические емкости и резервуары должны
соответствовать рабочему давлению сепарации и требованиям безопасности.
364. Высота расположения буферной емкости определяется с учетом
вертикальных геодезических отметок и гидравлического давления.
365. Приемный коллектор проектируется с уклоном без изгибов
трубопроводов.
366. ДНС предусматривается в блочном, взрывопожаробезопасном
исполнении, в автоматизированном режиме эксплуатации.
58
367. Отвод газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных
ситуациях для аварийного сжигания осуществляться на факельную установку.
Раздел 5. Трубопроводы нефти и газа
368. В соответствии с проектом обустройства и разработки
месторождения в составе объектов могут предусматриваться следующие
трубопроводы нефти и газа (ТНГ):
1) выкидные трубопроводы от устьевой площадки обеспечивающие
сбор продукции от скважин до замерной установки;
2) нефтегазосборные трубопроводы от АГЗУ до пунктов первой
сепарации нефти, ДНС или центрального пункт сбора (ЦПС);
3) нефтепроводы от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
4) нефтепроводы от ЦПС до сооружений магистрального транспорта
нефти;
5) газопроводы от установок сепарации нефти до установки
подготовки газа (УПГ), газокомпрессорной станции (ГКС), ЦПС,
газоперерабатывающего комплекса;
6) газопроводы для транспортирования газа к газлифтным и
нагнетательным скважинам;
7) трубопроводы для закачки воды в пласт;
8) трубопроводы для ингибиторов;
9) газопроводы от ЦПС до сооружений магистрального транспорта
газа.
369. По трассе вдоль ТНГ предусматривается возможность
беспрепятственного и безопасного передвижения автомобильного траспорта,
пожарной техники, грузоподъемных и землеройных механизмов и
оборудования для технического обслуживания.
370. При прокладке ТНГ соблюдаются безопасные расстояния в
соответствии с классификацией, группами и категориями, физикохимическими свойствами и рабочими параметрами (давление, температура)
транспортируемой продукции скважин. Группы и категории указываются в
проекте для каждого участка ТНГ с постоянными рабочими параметрами.
Не допускается прокладка трассы через населенные пункты.
Рабочее давление определяется по максимальному давлению источника
давления с учетом коэффициента перегрузки, рабочая температура
принимается по максимальной температуре транспортируемого вещества.
При расположении участка ТНГ ниже отметки источника давления
учитывается гидростатическое давление перекачиваемой продукции.
Класс опасности ТНГ содержащих вредные веществ определяется по
нормам проектирования и СанПиН.
371. Соединение труб производится с использованием сварки. Фланцевые
и резьбовые соединения устанавливаются в местах присоединения запорной
59
арматуры, регуляторов давления, предохранительных устройств, КИП и других
компонентов.
372. Пересечения ТНГ с автомобильными и железными дорогами
выполняются в футлярах с установкой свечей.
373. ТНГ прокладываются по самокомпенсирующему профилю или с
установкой температурных компенсаторов.
374. Профиль линейной части ТНГ, поворотов и ответвлений должен
соответствовать проекту.
375. На маршруте трассы, где имеется опасность неконтролируемого
перемещения грунта, осадки или всплытия ТНГ, в проекте и при строительстве
предусматриваются меры защиты.
376. Для очистки и проверки
внутреннего пространства
ТНГ
предусматривается запуск очистных и диагностических устройств,
мероприятия по контролю их перемещения, обработке химическими
реагентами, продувке в соответствии с правилами и инструкциями.
377. По трассе ТНГ устанавливаются опознавательные знаки на
расстоянии не менее 1 км, на углах поворота и на пересечениях с
коммуникациями.
Для обеспечения безопасности трассы отводятся определенные места для
встречного проезда с указателями и площадки для стоянки с указателями.
378. Установка запорной арматуры ТНГ производится в соответствии с
проектными и строительными нормами.
В начале и конце каждого ТНГ устанавливаются запорные устройства для
экстренного вывода из эксплуатации.
Запорные устройства также устанавливаются на переходах и опасных
участках, на линейной части через интервалы, указанные в проекте, в
соответствии с правилами, нормами и требованиями безопасности.
379. Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со
скважинами,
оборудуются
запорными
устройствами,
автоматически
перекрывающими поток пластового флюида из скважины при аварийной
разгерметизации нефтегазопровода.
380.
Запорные
устройства
с
дистанционным
управлением
предусматриваются на скважинах и ТНГ в соответствии с проектом и
требованиями безопасности, в составе АСУ ТП.
381. Открытие и закрытие запорной арматуры производится в
соответствии с условиями безопасности, указанными в регламенте и
инструкциями по эксплуатации.
382. На запорной арматуре ТНГ, в том числе имеющей редуктор или
запорное устройство со скрытым движением штока, устанавливаются
указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто».
Запорная арматура и предохранительные устройства обозначаются и
нумеруются согласно технологической схеме, несмываемой краской.
383. Запорная арматура ТНГ (задвижки, краны), расположенная в
колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для
открытия-закрытия без спуска человека в колодец.
60
384. Перед вводом в эксплуатацию, после реконструкции и ремонта
производится очистка полости и испытания на прочность и герметичность, в
соответствии с действующими нормативными документами, проектной
документацией и требованиями безопасности.
Границы опасной зоны при испытании и очистке ТНГ указаны в
Приложении 9. Опасные зоны обозначаются предупредительными и
запрещающими знаками безопасности.
Испытания проводятся после проверки готовности участка или всего
ТНГ, представления исполнительной документации на испытываемый объект и
выполнения мер безопасности, предусмотренных в плане (проекте)
производства работ.
Условия испытания и последовательность работ указываются в
специальной инструкции указанной в Приложении 10.
При проведении испытания предусматриваются безопасное удаление
технологической среды из ТНГ и утилизация.
385. ТНГ испытываются на прочность и герметичность. Вид испытания и
способы (гидравлический, пневматический), продолжительность и оценка
результата указывается в проектной и рабочей документации. Величины
испытательного давления и время выдержки определяется с учетом
коэффициента безопасности и надежности в соответствии с нормами и
правилами.
386. При отсутствии указаний в проекте и рабочей документации время
проведения испытания на герметичность определяется продолжительностью
осмотра и проверки ТНГ.
387. Испытания на прочность и герметичность
признаются
удовлетворительными при отсутствии негерметичности, пропусков в
разъемных и неразъёмных соединениях, снижения давления по манометру с
учетом изменения температуры, признаков разрывов и видимых остаточных
деформаций. Результаты испытания оформляются актом.
388. При проведении работ в условиях отрицательной температуры
воздуха принимаются меры по предотвращению замерзания технологической
среды.
389. При обнаружении дефектов, их устранение производится после
снижения давления до атмосферного.
После устранения дефектов производится повторное испытание.
390. Манометры, используемые при испытании, перед установкой
проверяются на соответствие шкалы, наличие пломбы и метки допустимого
давления.
391. Продувка ТНГ инертным газом или паром производится по
утвержденной схеме с соблюдением требований безопасности на участке
испытания и территории с учетом безопасных расстояний, в соответствии с
действующими правилами и инструкциями организации. Не допускается
продувка газом, содержащим сероводород, меркаптаны и опасные вещества,
После продувки на испытанном участке ТНГ закрывается запорная
арматура, и устанавливаются заглушки, с регистрацией даты и времени в
61
журнале и акте испытания.
392. Для наблюдения за состоянием ТНГ во время продувки или
испытания назначаются работники (обходчики), обеспеченные двусторонней
связью с руководителем работ, на которых возложены следующие функции:
1) вести наблюдение за закрепленным участком ТНГ;
2) не допускать нахождение людей, животных и движение
транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при
испытании наземных или подземных ТНГ;
3) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах,
препятствующих проведению продувки и испытания или создающих опасность
для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся
вблизи ТНГ и принимать меры по их удалению из опасной зоны.
393. На территории охранной зоны ТНГ не допускается устройство
канализационных колодцев, котлованов, траншей не предусмотренных
проектом, за исключением углублений, необходимых при ремонте или
реконструкции по плану производства работ, которые ликвидируются после их
завершения.
394. Профилактический осмотр ТНГ производится квалифицированным
персоналом при соблюдении требований по безопасности, которые
указываются в инструкции организации.
395. При профилактических осмотрах не разрешается спускаться в
колодцы и другие углубления на территории охранной зоны. При обнаружении
загазованности или неисправности, действия персонала выполняются по
ПЛВА и указанию руководителя объекта, с использованием СИЗ ОД.
396. Технические условия и сроки проведения ревизии ТНГ
устанавливаются по графику организации и службы технического
обслуживания в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов,
с учетом опыта эксплуатации аналогичных ТНГ, результатов наружного
осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и
безаварийной эксплуатации ТНГ в период между ревизиями.
Первую ревизию ТНГ следует проводить не позже, чем через один год
после начала эксплуатации.
397. Периодические испытания трубопроводов на прочность и
герметичность проводятся, как правило, во время ревизии ТНГ.
Периодичность испытания устанавливается нефтегазодобывающей
организацией с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее
транспортировки и скорости коррозионных процессов.
Результаты ревизии ТНГ указываются в акте и техническом паспорте.
398. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия ТНГ
проводится
методами
диагностирования,
позволяющими
выявлять
повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику утвержденному
организацией.
При обнаружении участков изоляции, пропитанной горючим веществом,
необходимо принять меры по пожарной безопасности (снять пропитанную
изоляцию, подвести водяной пар), в соответствии с ПЛВА.
62
399. В местах прокладки ТНГ через стены, перекрытия и фундаменты
гладкая часть трубы устанавливается в специальном футляре с
уплотнительными и центрирующими элементами.
400. Газопроводы для подачи топливного и сжиженного газа
эксплуатируются в соответствии с требованиями специальных правил
безопасности и строительных нормативов.
401. Неработающие и выключенные из технологической схемы
трубопроводы очищаются, продуваются и закрываются запорной арматурой с
установкой заглушек, с указанием на схеме и регистрацией в журнале.
402. За состоянием трубопроводов, проложенных в тоннелях, их подвесок
и опор, обеспечивается дополнительный контроль. Неисправности в состоянии
трубопроводов, их подвесок и опор устраняются в соответствии с ПЛВА.
403. Эксплуатация трубопроводов осуществляется при параметрах,
предусмотренных проектом. Изменения в технологический процесс, регламент
могут вноситься только при наличии проектной документации, утвержденной и
согласованной согласно инструкции.
404. Устройства для герметизации места пропуска (утечки) на
трубопроводе (хомуты) устанавливаются только для предотвращения утечки
технологической среды, до начала ремонтных работ.
Не допускается эксплуатация трубопроводов при наличии хомутов и
других нестандартных элементов, не предусмотренных проектом и технической
документацией.
Раздел 6. Установка подготовки нефти
Подраздел 1. Технологический комплекс подготовки нефти
405. Сооружения технологического комплекса разработки НГМ включают
установки подготовки нефти (УПН), которые проектируются в зависимости от
характеристики и схемы разработки месторождения, подлежат декларированию
безопасности и эксплуатируются в соответствии с требованиями промышленной
пожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды,
лицензирования и технического регулирования действующими в Республике
Казахстан при проведении нефтяных операций
406. Назначение, состав, технические и технологические условия
эксплуатации УПН устанавливают в проекте согласно правилам и нормам.
407. Для объектов технологического комплекса предусматриваются
требования безопасной эксплуатации, мероприятия по гражданской обороне и
чрезвычайным ситуациям, которые указываются в проекте обустройства и
разработки месторождения.
408. Персоналу, обслуживающему комплекс УПН и вспомогательные
устройства и сооружения (ВУС) необходимо знать схему и назначение
оборудования аппаратов, трубопроводов, резервуаров, арматуры, контрольноизмерительных приборов, средств автоматики, системы противоаварийной и
63
противопожарной защиты, систему оповещения и действия по ПЛВА,
требования по промышленной и пожарной безопасности, охране труда и
окружающей среды.
409. Проверка технического состояния и требований безопасности перед
пуском и в процессе эксплуатации комплекса УПН и входящих в его состав
зданий,
сооружений,
оборудования,
трубопроводов,
арматуры,
металлоконструкций,
заземляющих устройств, КИПиА,
блокировок,
вентиляции, канализации, связи, пожаротушения, наличия средств
индивидуальной защиты, АСУ ТП, телеметрии, систем противоаварийной и
противопожарной защиты производится по плану, утвержденному
нефтегазодобывающей организацией и графику планово – предупредительного
ремонта (ППР). Планом также предусматривается проверка
состояния
производственной территории, охранной и санитарно-защитной зоны (СЗЗ)
подъездных дорог. Результаты проверки оформляются актом и регистрируются
в журнале производственного контроля и промышленной безопасности.
410. Эксплуатация УПН и ВУС осуществляется в соответствии с
утвержденным проектом и технологическим регламентом. Структура и состав,
порядок разработки, согласования и утверждения технологического регламента
определяется нефтегазодобывающей организацией в соответствии с проектом и
правилами безопасности. Рекомендации по разработке регламента указаны в
Приложении 11.
Состав УПН, обозначение и нумерация оборудования указываются на
технологической схеме, блок-схеме находящимся в операторном помещении в
соответствии с фактическим состоянием и внесенными изменениями.
411. В процессе эксплуатации установки необходимо обеспечить
контроль за всеми параметрами технологического цикла (давлением,
температурой, производительностью), предусмотренными в проекте и
технологическом регламенте.
412. Соответствие показаний контрольно-измерительных приборов
находящихся в операторном помещении периодически проверяется и
сопоставляется с показаниями приборов, установленных непосредственно на
оборудовании, аппаратах, насосах, резервуарах, сепараторах, трубопроводах.
Проверка КИПиА производится контрольными метрологическими
приборами в соответствии с инструкцией организации.
413. Регулирование и изменение технологических параметров
производится плавно в соответствии с техническим регламентом.
Условия изменения и пределы отклонения параметров устанавливаются
регламентом, инструкциями по эксплуатации, пуску и остановке УПН,
утвержденными эксплуатирующей организацией в установленном порядке.
414. Оборудование, сосуды, аппараты и емкости, работающие под
давлением, эксплуатируются в соответствии со специальными правилами,
стандартами, инструкциями и нормативными документами.
415. Не допускается эксплуатация оборудования, аппаратов и емкостей
при неисправных предохранительных клапанах, запорных, отключающих и
регулирующих устройствах, при отсутствии и неисправности КИПиА, средств
64
автоматики и телеметрии, системы противоаварийной и противопожарной
защиты.
416. Обслуживающий персонал обеспечивает постоянный контроль за
исправностью оборудования, аппаратов, КИПиА, систем защиты, указанных на
технологической схеме.
417. При обнаружении неисправности и негерметичности в аппаратах,
оборудовании, трубопроводах и арматуре, для предотвращения воспламенения,
утечек нефти и нефтепродукта, необходимо немедленно подать водяной пар к
месту пропуска, передать сообщение руководителю работ, выполнить
первоочередные действия предусмотренные ПЛВА с использованием средств
защиты. По указанию руководителя работ, производится остановка объекта и
привлекаются аварийно-спасательная и пожарная служба.
418. Границы опасной зоны загазованности определяется приборами
газометрического контроля и обозначаются установкой знаков безопасности и
предупредительных знаков «Не входить», «Газоопасно».
Персонал не привлекаемый к выполнению действий по ПЛВА удаляется
из опасной зоны, устанавливается режимный пропуск работников и транспорта
при наличии средств защиты и искрогасителей по указанию руководителя
работ.
419. Не допускается производить работы, связанные с ударами,
подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах,
находящихся под давлением, а также производить докрепление герметизаторов
на работающих насосах, если это не предусмотрено инструкцией изготовителя.
420. Крышки люков оборудования, аппаратов, сосудов, резервуаров,
емкостей должны соответствовать технической документации изготовителя и
иметь устройства для безопасного открытия и фиксации при строительных и
ремонтных работах с использованием средств механизации.
421. Изоляция и поверхности оборудования, аппаратов, трубопроводов,
резервуаров, емкостей должны соответствовать проекту, техническим условиям
изготовителя и требованиям безопасности. При обнаружении повреждений
руководитель объекта принимает меры по её восстановлению в соответствии с
ПЛВА и регистрацией в журнале.
422. Эксплуатация насосных установок производится при наличии
световой и звуковой сигнализации, срабатывающей в случае отклонения от
допустимых проектных параметров работы и предельного уровня продукта в
аппаратах, резервуарах и емкостях.
Не разрешается работать с неисправной системой герметичности и
уплотнительных элементов.
423. Перед включением резервных насосов производится их
предварительное прогревание постепенным впуском технологического
продукта. Не допускается включать в работу насосы без предварительного
прогрева.
424. Не разрешается работать включать и эксплуатировать насосные
установки при несоответствии уровня продуктов в аппаратах, резервуарах и
емкостях, питающих насосы.
65
425. При прекращении подачи технологического продукта, газа, пара,
воды, электроэнергии, воздуха, неисправности системы противоаварийной и
противопожарной защиты, а также при возникновении опасной ситуации на
других объектах, персонал выполняет действия и мероприятия по безопасности
указанные в ПЛВА. При опасной ситуации, по указанию руководителя работ,
производится оповещение и аварийная остановка
объекта по ПЛВА.
Возобновление работ производится после проверки технического состояния
УПН и устранения нарушений безопасности.
426. При неисправности системы противоаварийной и противопожарной
защиты, установок пожаротушения и систем определения взрывоопасных
концентраций, принимаются немедленные меры к восстановлению их
работоспособности, а на время проведения ремонтных работ этих систем
выполняются мероприятия ПЛВА, обеспечивающие безопасную работу
установки. Условия безопасности согласовывают с аварийно-спасательной и
пожарной службами.
427. Дренирование технологической среды из аппаратов и емкостей
проводится в герметичную систему в автоматическом режиме.
При дренировании с ручным управлением запорного устройства, работы
производятся в СИЗ ОД и в присутствии наблюдающего (дублера) после
проверки загазованности на рабочем месте. Работники, производящие
дренирование и наблюдающий находятся с боковой стороны от газоопасного
устройства. Дренирование воды, нефти, нефтепродуктопроводов производится
по
технологическому
регламенту
при
соблюдении
требований
взрывопожаробезопасности и допустимого уровня в емкости.
428. Трубопроводы УПН надежно закрепляются с учетом воздействия
вибрации и эксплуатации в опасных ситуациях, для эффективного
и
безопасного отвода технологической среды в резервуар или аварийную
ёмкость.
Отвод нефтепродуктов в опасной ситуации производится в соответствии
с технологическим регламентом и ПЛВА, по указанию руководителя работ.
429. Отбор проб производится с использованием пробоотборников,
рассчитанных на максимальное давление в аппарате. Не допускается
пользоваться пробоотборниками с неисправными вентилями и после окончания
срока проверки, которая производится в соответствии с инструкцией
изготовителя.
При отборе проб персонал использует СИЗ, СИЗ ОД, газоанализаторы.
Безопасное содержание, эксплуатация и своевременное испытание
пробоотборников, контроль за соблюдением требованием безопасности,
возлагается на специально назначенного работника по отбору проб и
руководителя объекта работ.
430. Приборы для визуального контроля уровня технологической среды в
аппаратах, емкостях, нагревательных устройствах изготавливаются из
термостойкого стекла с защитой от внешнего воздействия и разрушения.
431. Включение теплообменников в работу производится при
постепенном повышении температуры технологической среды.
66
432. Отводимая из конденсаторов-холодильников вода не должна
содержать нефтепродукта, а в случае его наличия аппарат должен быть
отключен.
433. При прекращении работы УПН на длительное время или остановке
на консервацию, принимаются меры для защиты аппаратов и трубопроводов от
коррозии, размораживания в холодный период и от образования в них
взрывопожароопасных смесей, с записью в журнале и составлением акта
подписанного исполнителями работ и руководителем объекта.
434. При очистке и продувке сепараторов, аппаратов, емкостей,
резервуаров, трубопроводов и оборудования, газ и пары нефтепродуктов
отводятся в газосборную сеть и на факельную установку. Жидкая фаза
отводится в специальные емкости, резервуары и дренажные системы.
Указанные работы выполняют при постоянном контроле загазованности, ПДК
и ПДВК в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и ПЛВА.
Подраздел 2. Эксплуатация трубчатых печей и огневых
подогревателей блочных установок
435. Трубчатые печи обеспечиваются сигнализацией, срабатывающей при
прекращении подачи жидкого или газообразного топлива к форсункам или
отклонения от установленных допустимых технологических параметров.
436. Во время работы печи обеспечивается контроль за состоянием труб
нагревателя печи (змеевика), трубных подвесок и других элементов
конструкции печи.
437. Не допускается эксплуатация печи при наличии деформаций на
трубах, конструкции печи, неисправных КИПиА и комплектующих изделий,
системы противоаварийной и противопожарной защиты.
438. Не допускается держать открытыми камеры нагрева во время работы
печи.
439. Не разрешается эксплуатация трубчатых печей с неисправными
нагревателями, имеющими негерметичность. Подтяжку нажимных болтов для
уплотнения пробок можно производить только после снижения давления в
трубах до атмосферного и освобождения нагревателя от продукта и снижения
их температуры до указанной в технологическом регламенте и ПЛВА.
440. Необходимо обеспечивать регламентный режим горения в топках
печи, все форсунки должны иметь равномерную нагрузку и одинаковую длину
пламени.
При наблюдении за горением форсунок необходимо пользоваться
защитными очками и находиться сбоку от смотрового устройства.
Не разрешается перед розжигом печей проверять наличие тяги в топке
огнем.
Не допускается зажигать форсунки печи без предварительной продувки
камеры сгорания паром. Продувку следует вести не менее 15 мин. после
появления пара из дымовой трубы.
67
Для зажигания форсунки печи применяются специальный факел или
электрозажигающее устройство.
Зажигание форсунки производится в соответствии с инструкцией
изготовителя после проверки наличия пара, воздуха и вентиляции. При
зажигании работник и наблюдающий находятся с боковой стороны и
производят постепенное открытие вентиля на трубопроводе.
Не допускается применять для зажигания факелом легковоспламеняющиеся жидкости.
После зажигания факел тушится специальным приспособлением или в
ящиках с сухим песком.
На топливном газопроводе устанавливается редуцирующее устройство
отрегулированное на давление, необходимое для горения, а также
конденсатосборник или паровой подогреватель для предупреждения
образования и попадания конденсата в форсунки.
При попадании в форсунки вместе с газом конденсата необходимо
немедленно перекрыть вентили подачи газа на печь и слить конденсат.
441. Для автоматического регулирования давления газа и жидкого
топлива используется специальный регулирующий клапан с вентилем.
Процесс работы форсунок контролируется также в операторном
помещении с подачей звукового и светового сигнала при их отключении.
442. На топливной линии подачи газа устанавливается запорный клапан.
443. Перед зажиганием форсунок печи, работающих на топливном газе,
необходимо выполнить следующие требования:
1) проверить плотность закрытия рабочих и контрольных вентилей на
всех форсунках;
2) слить конденсат из топливной линии;
3) продуть топливный трубопровод по схеме и регламенту;
4) продуть топку печи паром.
Продувочные свечи выводятся в безопасное место, указанное в проекте.
Высота свечи не менее 2 м над поверхностью укрытия.
При нарушении безопасной процедуры зажигания или горения форсунок
топливная линия отключается запорным вентилем и определяется причина
нарушения, после устранения которого производится продувка топки паром и
повторное зажигание в соответствии с инструкцией по безопасной
эксплуатации. Причина неисправности записывается в журнале и сообщается
руководителю работ.
444. Периодически производиться проверка тяги в печи, безопасным
методом согласно инструкции по эксплуатации с записью в журнале.
445. На паропроводе, для продувки нагревателя печи устанавливаются
обратные клапаны и по две запорные задвижки. Между задвижками
необходимо устанавливать пробный (продувочный) кран для контроля за
герметичностью задвижки и слива конденсата пара. Трубопровод для продувки
нагревателя паром должен постоянно находится в исправном, рабочем
состоянии, освобожденным от конденсата.
446. Камеры сгорания печи, нагрева нефти, дымоходы оборудуются
68
системой паротушения. Вентили трубопроводов паротушения размещаются и
безопасном месте на расстоянии не менее 10 м от печи.
447. Трубчатые печи и огневые подогреватели обеспечивается системой
пожаротушения, огнетушителями и пожарным инвентарем по нормам и
требованиям пожарной безопасности (Приложение 3).
448. При негерметичности системы нагрева необходимо немедленно
остановить эксплуатацию печи согласно ПЛВА.
На трубопроводах подачи газа на неработающих форсунках
устанавливаются заглушки с регистрацией в журнале.
449. Эксплуатация трубчатых печей на газовом топливе разрешается
персоналу, имеющему соответствующую квалификацию и допуск по
безопасной эксплуатации газового оборудования.
Подраздел 3. Эксплуатация печей с беспламенными
панельными горелками
450. Перед розжигом панельных горелок, проверяется давление газа в
коллекторах в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями
по эксплуатации и безопасности.
451. Для розжига панельных горелок применяется специальное
устройство с дистанционным включением.
452. При розжиге ручным способом необходимо ввести зажженный
факел, поместить его перед первой горелкой, открыть вентиль подачи газа и
убедиться, что горелка работает. Дальнейшее зажигание горелок производится
в последовательности их расположения в соответствии с инструкцией по
безопасности.
453. Розжиг блока панельных горелок производят два человека.
454. При эксплуатации печи необходимо контролировать температуру
наружных стенок распределительных камер горелок и при ее повышении
больше нормы отключить горелку.
455. При нарушении стабильного горения следует отключить горелку,
топливопровод и прочистить сопло.
Подраздел 4. Эксплуатация электрообессоливающих установок
456. Электрическая часть установки обслуживается электротехническим
персоналом, имеющим соответствующую квалификационную группу допуска
по электрической безопасности в соответствии с действующими правилами
электробезопасности.
457. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и
реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с
вывешенной на нем предупредительной надписью «Высокое напряжение опасно для жизни» и знаками безопасности.
69
На площадке электродегидраторов устанавливаются предупредительные
надписи и знаки безопасности об опасности электрического напряжения и
смертельного воздействия на организм человека.
458. Не разрешается входить за ограждение во время работы
электродегидратора.
459. На ограждении площадки электродегидратора устанавливается
блокировка на отключение электроэнергии при открывании ограждения.
460. Электродегидратор обеспечивается устройством, отключающим
напряжение при понижении уровня нефти в аппарате. Проверку всех
блокировок необходимо производить по графику, в соответствии с
документацией изготовителя, технологическим регламентом и инструкциями
по безопасности.
461. Заполнение нефтью и эксплуатация электродегидратора
производится по инструкциям изготовителя, эксплуатирующей организации и
технологическому регламенту, в которых предусматривается выпуск газа и
паров нефти перед подачей электрического напряжения, при соблюдении
требований взрывопожаробезопасности.
462.
Подача
электроэнергии
на
установку
производится
электротехническим персоналом по указанию руководителя работ и записью в
журнале о готовности электродегидратора к включению.
463. При пожарной опасности производится немедленное отключение
электроэнергии в соответствии с ПЛВА и оповещением руководства объекта,
аварийно- спасательной и пожарной службы.
464. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников должно
быть автоматизированным и герметичным.
Подраздел 5. Сепарация продукции
465. Сепарационные устройства УПН и ВУС обеспечивают исключение
попадания газа в промежуточные, сырьевые и товарные резервуары, в
соответствии с инструкцией по эксплуатации и технологическим регламентом.
466. Сепараторы оснащаются системой дистанционного управления и
контроля, противоаварийной и противопожарной защиты, предохранительными
клапанами, указателями уровня и устройством для автоматического слива
нефти в соответствии с технической и эксплуатационной документацией
изготовителя и требованиями взрывопожаробезопасности для сосудов
работающих под давлением.
467. При очистке и продувке сепараторов запорное устройство на
продувочной линии следует открывать постепенно и плавно.
Подраздел 6. Блочные нагревательные установки
468.
Перед
пуском
блока
отсеки
заполняют
водой
с
целью
70
предотвращения прогара топок и пропитки коалисцирующей набивки.
Уровень воды в отсеках должен соответствовать инструкции
изготовителя.
469. Розжиг форсунок огневого подогревателя блока производится после
заполнения отсеков водой в соответствии с требованиями безопасности.
470. Подача эмульсионной нефти производится после достижения
температуры в огневом подогревателе блока в соответствии с технологическим
регламентом. Задвижку на трубопроводе следует открывать постепенно и
плавно.
471. Не допускается нагревать нефть выше допустимой температуры
указанной в технологическом регламенте.
472. Количество подаваемой эмульсионной нефти не должно превышать
пропускной способности разгрузочных клапанов.
473. Во время работы блока необходимо контролировать давление, не
допуская превышения параметров, предусмотренных технологическим
регламентом.
474. Регулярно производится спуск воды из отсеков огневого
подогревателя и осадка через дренажные патрубки в соответствии с
инструкциями по эксплуатации.
475. При негерметичности во фланцевых соединениях, сварных швах, а
также деформации в топках огневого подогревателя блок должен быть
остановлен в соответствии с ПЛВА и техническим регламентом утвержденным
организацией.
476. Ежесменно следует проверять состояние разгрузочных клапанов на
линиях отвода воды и нефти путем периодического открытия, согласно
инструкции.
477. Для загрузки коалисцирующей набивки в блок предусматривается
лестница, площадки и ограждения в соответствии
с требованиями
безопасности.
478. Производить обслуживание контрольно-измерительных приборов,
предохранительных клапанов, запорной арматуры, смонтированных на верхней
части аппарата, разрешается только с рабочих площадок.
Подраздел 7. Стабилизационные установки
479. Стабилизационная жидкость, подаваемая на орошение колонны, не
должна содержать воду.
480. При обнаружении негерметичности в корпусе и элементах
стабилизационной колонны установка останавливается и принимаются меры
безопасности согласно ПЛВА и технологического регламента утвержденного
организацией.
481. Не допускается эксплуатировать конденсаторы-холодильники с
неисправными устройствами. При появлении в отводимой воде признаков
нефтепродукта конденсатор-холодильник отключается от действующих
71
аппаратов для устранения неисправности.
Подраздел 8. Деэмульсация нефти в трубопроводах
482. Давление на насосе, подающем деэмульгатор для трубной
деэмульсации, создается больше давления нефти в трубопроводе.
483. На линии подачи деэмульгатора в месте соединения в трубопровод с
нефтью устанавливается запорное устройство.
484. Для сбора воды, отделившейся в процессе деэмульсации,
предусматриваются очистные сооружения или оборудование для утилизации
сточных вод.
485. Система канализации обеспечивает отвод всего объема
отделившейся воды.
Подраздел 9. Технологические трубопроводы
486. Устройство, технические характеристики технологических
трубопроводов расположенных в пределах объектов УПН и ВУС (далее трубопроводы) указываются в проекте в соответствии с требованиями
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда и
окружающей среды, строительными и санитарными правилами, нормами и
стандартами.
487. Эксплуатация, обслуживание и ремонт трубопроводов производится
в соответствии с требованиями безопасности, технологическим регламентом
утвержденным организацией, графиком ППР, инструкциями изготовителя и
эксплуатирующей организации.
488. Не допускается прокладка транзитных технологических
трубопроводов непосредственно под зданиями, сооружениями, установками и
над ними. Это требование не распространяется на трубопроводы
газоуравнительной системы проходящие над резервуарами.
489. Для прокладки труб через внутренние стены помещений
устанавливают футляры и уплотнительные устройства. Не допускается
нахождение сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в месте
прокладки труб.
490. Трубопроводы подлежат периодическому осмотру и техническому
освидетельствованию согласно графику, утвержденному организацией.
491. На трубопроводах не должно быть изолированного внутреннего
пространства, зон застоя рециркуляции и турбулентности.
492. Профиль трубопроводов, в которых возможно выделение воды, не
должен иметь пониженных участков. В местах, где возможно выделение воды,
необходимо предусматривать возможность ее дренирования.
493. Трубопроводы для подачи топливного и сжиженного газа
прокладываются в соответствии с требованиями специальных правил и норм.
72
494. Трубопроводы для влагосодержащей нефти и нефтепродуктов
защищают тепловой изоляцией, а при эксплуатации при низких температурах,
обогревающим тепловым спутником.
При обнаружении повреждения изоляции, принимаются меры по
восстановлению в соответствии с ПЛВА.
495. Запорная и регулирующая арматура трубопроводов устанавливается
и эксплуатируется в соответствии с проектом, технологической схемой,
техническими условиями и инструкциями изготовителя, стандартами,
требованиями промышленной и пожарной безопасности и климатическими
условиями.
Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах
для продуктов с температурой нагрева более 200° С, а также для газов и
легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки менее 45° С и
наличием вредных веществ, независимо от температуры и давления, должна
быть стальной и соответствовать характеристике технологической среды,
требованиям взрывопожаробезопасности на период проектной эксплуатации.
Расположение запорной арматуры производится с учетом удобного и
безопасного обслуживания, ремонта и замены.
Не допускается оставлять открытой запорную арматуру на трубопроводах
находящихся в консервации и на ремонте. На исключенных из технологической
схемы трубопроводах закрывается арматура, устанавливаются заглушки с
составлением акта и регистрацией в технической документации.
Запорная арматура на трубопроводах систематически проверяется и
смазывается. Не разрешается применять для открытия и закрытия запорной
арматуры опасные способы.
Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать
медленно во избежание гидравлического удара.
На запорной арматуре устанавливаются указатели «Открыто», «Закрыто».
Запорная арматура должна обеспечивать возможность надежного и
быстрого прекращения доступа продукта в отдельные участки трубопроводов.
Неисправности в запорной арматуре и на трубопроводах устраняются в
соответствии с ПЛВА, инструкциями изготовителя и организации.
Замена уплотнений и запорной арматуры на трубопроводах допускается
только после очистки от технологической среды, продувки паром, инертным
газом, отключения от действующих трубопроводов задвижками с установкой
заглушек и регистрацией в журнале.
496. В местах установки арматуры и трубопроводных элементов весом
более 50 кг, требующих периодической разборки, предусматриваются
переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа
арматуры.
497. Не допускается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для
перекачки взрывопожароопасных, токсичных и агрессивных газов и продуктов
при наличии нестандартных элементов не предусмотренных проектом и
техническими условиями изготовителя.
498. Трубопроводы с газами и нефтепродуктами не должны иметь
73
непосредственного соединения с водопроводами и пневматическими
трубопроводами.
499. Трубопроводы соединяются между собой только через задвижки с
контрольным вентилем и манометром между ними, который должен
находиться в открытом состоянии. Герметичность задвижек проверяется не
реже одного раза в смену по отсутствию давления на манометре.
500. Трубопроводы прокладывают по самокомпенсирующему профилю
или устанавливают компенсаторы, в зависимости от условий технологического
процесса и температуры нагрева.
501. Наземные трубопроводы прокладываются на опорах из несгораемого
материала, в соответствии с проектом и требованиями безопасности.
Не разрешается в качестве опорных конструкций использовать
действующие трубопроводы, элементы оборудования, зданий и сооружений.
Конструкция опор и компенсаторов должна обеспечивать перемещение
трубопроводов при изменении температурного режима в пределах
установленных технической документацией.
Все трубопроводы прочно укрепляются и защищаются от вибраций и
внешнего механического воздействия.
За состоянием подвесок и опор трубопроводов, проложенных над землей,
обеспечивается технический контроль для предупреждения опасного
провисания и деформации, опасности негерметичности и пропуска продуктов.
Неисправности и нарушения в состоянии подвесок и опор трубопроводов
немедленно устраняются в соответствии с ПЛВА.
502. После каждой перекачки нагретого высоковязкого продукта при
наличии опасности застывания, все трубопроводы, в том числе и аварийные,
прокачиваются маловязким не застывающим продуктом.
503. В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять
постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных
швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и
изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций с
записями результатов в эксплуатационном журнале.
504. При периодическом контроле проверяется:
1) техническое состояние трубопроводов наружным осмотром, а при
необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного
коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений по графику
утвержденному организацией;
2) устранение замечаний по предыдущему обследованию и
выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;
3) ведение
технической
документации
по
обслуживанию,
эксплуатации и ремонту трубопроводов.
505. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под
опорами и эстакадами для этих трубопроводов, в период эксплуатации
тщательно осматриваются с применением приборного контроля за амплитудой
и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации
технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не
74
более 40 Гц.
Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.
Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния
трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3
месяца.
506. При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а
также состояние:
1) изоляции и покрытий;
2) сварных швов;
3) фланцевых и муфтовых соединений, крепления и устройств для
установки приборов;
4) опор;
5) компенсирующих устройств;
6) дренажных устройств;
7) арматуры и ее уплотнений;
8) реперов для замера остаточной деформации;
9) сварных соединений, фитингов, изгибов и отводов.
507. При обнаружении негерметичности давление в трубопроводе
снижается до атмосферного, температура горячих трубопроводов до 60°С,
дефекты устраняются с соблюдением необходимых мер безопасности в
соответствии с ПЛВА.
При обнаружении дефектов, устранение которых связано с
электрогазосварочными и огневыми работами, участок трубопровода
отключается, подготавливается к проведению ремонта в соответствии с
нарядом - допуском.
Подраздел 10. Учет нефти, газа, конденсата и воды
508. Оборудование и приборы для учета продукции скважин и УПН,
(ПУНГ) предусматриваются в проекте в соответствии с технологическими
нормами, документацией изготовителя и физико – химической характеристикой
продукции указанной в Приложении 8.
509. Режим перекачки должен быть стабильным и не превышать
допустимых отклонений по объему, массе и давлению указанных в проектной и
технической документации.
510. Для безопасной эксплуатации ПУНГ предусматриваются:
1) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с
необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием
(фильтрами, стабилизаторами потока, прямыми участками трубопроводов до и
после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с
устройством контроля протечек);
2) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос,
автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматический
поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;
75
3) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи
результатов измерения;
4) трубопоршневая установка.
511. ПУНГ оснащаются средствами малой механизации, позволяющими
производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.
512. Очистка измерительных линий и фильтров ПУНГ производится в
дренажную емкость.
Раздел 7. Резервуарный парк
513. Для объектов разработки НГМ, УПН предусматриваются запасы
продукции скважин и товарной нефти в объеме соответствующем проекту и
технологическим нормам.
514. Проектирование резервуаров предусматривается специальной
инструкцией и нормами.
Тип и назначение резервуара, его оснащенность, противокоррозионные
мероприятия, способ монтажа обосновывается проектом в зависимости от
объемов продукции скважин и нефти, технологического процесса,
климатических условий, характеристики сред, а также с учетом требований
взрывопожаробезопасности, указанных в стандартах и правилах.
515. Монтаж и эксплуатация резервуаров производятся по утвержденному проекту производства работ в соответствии с технической документацией
изготовителя.
516. Приемка резервуара в эксплуатацию после монтажа производится
комиссией организации после проверки качества работ в соответствии с
требованиями действующих правил и проектной документацией, с
составлением актов и пусковых документов.
517. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся испытания на
прочность и герметичность, а также проверяется горизонтальность наружного
контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.
518. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, обеспечиваются
следующей документацией:
1) проектом монтажных и строительных работ;
2) паспортами (сертификатами) на запорную арматуру, дыхательные и
предохранительные клапаны;
3) техническим паспортом (сертификатом) резервуара с указанием
срока эксплуатации;
4) техническим паспортом (сертитфикатом) на понтон;
5) градуировочной таблицей резервуара;
6) технологической картой резервуара;
7) схемой защиты от коррозии;
8) схемой противопожарной защиты;
9) схемой нивелирования основания;
10) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений
76
статического электричества;
11) перечнем комплектации и актами технического состояния
оборудования резервуаров;
12) инструкциями по безопасной эксплуатации и обслуживанию;
13) исполнительной документацией на строительство и ввод в
эксплуатацию резервуаров;
14) журналом технического обслуживания;
15) журналом
контроля
состояния
заземления,
устройств
молниезащиты.
519. Планировка территории, на которой размещаются резервуары,
устройство твердого покрытия, обвалований, ограждений, дорог, переходов,
коммуникаций, освещения производится в соответствии с проектом и
требованиями безопасности. При необходимости разборки обвалования,
возникающей в связи с прокладкой или ремонтом коммуникаций, после
окончания этих работ производится восстановление обвалования.
520. Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны
обвалования или ограждения устанавливают лестницы-переходы с перилами,
для отдельно стоящего резервуара не менее двух, для группы резервуаров не
менее четырех.
Не разрешается переходить через обвалование в других местах.
521. Проезд транспорта в опасной зоне резервуаров допускается по
специально оформленному разрешению, выданному руководителем объекта и
согласованному с пожарной службой, при обязательном наличии искрогасителя
на выхлопной трубе и ограничением скорости до 5 км/час.
Подъезд автотранспорта к эксплуатируемому резервуару разрешается не
более, чем на 20 м.
522. При обнаружении негерметичности места разлива нефтепродуктов
немедленно зачищаются, пропитанный грунт удаляется в специально
отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпается чистым грунтом или
песком.
523. Не разрешается складировать горючие и другие материалы на
территории резервуарной площадки. Земляные выработки и траншеи для
проведения ремонтных работ ограждают, а после окончания работ засыпают с
планировкой площадки.
524. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары обеспечивают
средствами пожаротушения в соответствии с проектом и требованиями
пожарной безопасности, с учетом Приложения 3.
Средства пожаротушения постоянно находятся в исправном состоянии в
специально предназначенных местах, обеспечивающих свободный доступ
персонала и быстрое применение.
Не допускается на территории и в охранной зоне резервуарных парков и
отдельно стоящих резервуаров курение и применение открытого огня.
Освещение и электрооборудование применяются во взрывопожаробезопасном исполнении согласно проекта и требований безопасности.
77
На территории и резервуарах размещают предупреждающие и
запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, запрете курения и
использования открытого огня на объекте.
В случае необходимости отогрев арматуры резервуаров разрешается
производить только паром или горячей водой.
525.
Резервуар
обеспечивается
газоуравнительной
системой,
дыхательными и предохранительными клапанами, огнепреградителями,
уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для
предотвращения перелива, средствами автоматики и телеметрии, КИПиА,
противопожарным оборудованием, приемораздаточными устройствами,
зачистным
устройствами,
вентиляционными
устройствами,
люками,
лестницами, площадками и ограждениями в соответствии с проектом,
технической и эксплуатационной документацией изготовителя, требованиями
безопасности.
526. Арматура с дистанционным и телеметрическим управлением
устанавливается в соответствии с проектом, документацией изготовителя и
АСУ ТП.
Резервуары обеспечиваются устройствами для отвода газов, паров,
воздуха, сбора утечек нефтепродуктов и стационарной системой
пожаротушения, включая пенное пожаротушение в соответствии с
строительными нормами и правилами, требованиями взрывопожаробезопасности.
527. Каждый действующий резервуар обеспечивается полным
комплектом оборудования, соответствующего проекту, технической и
эксплуатационной документацией изготовителя.
На резервуаре несмываемой краской наносится обозначение и номер,
соответствующий технологической схеме, отметки и значение максимального
уровня наполнения резервуара (около уровнемера и на крыше около замерного
люка) и другие сведения.
Номер и обозначение заглубленного резервуара указываются на
специально установленной табличке.
Резервуары обеспечиваются сигнализаторами допустимого предельного
уровня жидкости и аварийной сигнализацией в соответствии с проектной и
технической документацией.
528. На каждый резервуар составляют и утверждают технологическую
карту, в которой указывают следующие сведения:
1) максимальный и минимальный уровни жидкости в резервуаре (в
сантиметрах);
2) максимально допустимая температура подогрева жидкости в
резервуаре (в градусах Цельсия);
3) тип, количество и пропускная способность дыхательных и
предохранительных клапанов;
4) максимальная производительность наполнения и опорожнения
резервуара (в кубических метрах в час);
78
5) максимальный и минимальный допустимый уровень нефти при
включенных пароводоподогревателях (в сантиметрах).
529. Назначение и обозначение запорной арматуры и других устройств
для управления резервуаром и безопасного обслуживания указывают на
технологической схеме.
530. Резервуары заземляют по схеме, предусмотренной проектом и
документацией изготовителя. Сопротивление заземляющего устройства
резервуаров необходимо измерять не реже одного раза в год в период
наименьшей проводимости грунта. Резервуары обеспечиваются защитой от
статического электричества, предусмотренной проектом, исправность которой
проверяется по графику.
Наземную часть заземляющих устройств следует окрашивать масляной
краской в черный цвет с красными поперечными полосами. Контактные
поверхности не окрашивают.
Систематическая проверка заземлений возлагается на специального
назначенного работника, прошедшего проверку знаний и имеющего
квалификационную группу по электробезопасности.
531. Персоналу, обслуживающему резервуары, необходимо знать схемы
коммуникаций, чтобы при эксплуатации, ремонте и в аварийных ситуациях
быстро и безопасно выполнять необходимые действия и переключения.
Схемы коммуникаций размещаются на рабочем месте оператора.
532. Верхняя площадка резервуара, должна иметь перила высотой не
менее 1 м, с бортом не менее 0,1 - 0,15 м, лестницы примыкающие к перилам.
На огражденной площади крыши находится замерный люк, замерное
устройство и другая арматура.
За исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения
на крыше устанавливают постоянный контроль. Площадки и ступени лестницы
необходимо постоянно содержать в чистоте, очищать деревянными лопатами
от наледи и снега, соблюдая правила техники безопасности, установленные для
работ на высоте.
Не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние
предметы и детали оборудования, а также производить их перемещение
непосредственно по крыше резервуара. Во избежание нарушения прочности
действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных
инструментов (молотков, кувалд).
533. Дыхательная арматура, предохранительные и сигнальные
устройства, КИПиА установленные на резервуаре, должны соответствовать
допустимому избыточному и разреженному давлению.
534. Резервуары, оснащаются непримерзающими дыхательными
клапанами и системами обогрева в соответствии с проектом и документацией
изготовителя.
535. Территория резервуарных парков внутри и снаружи обвалования,
должна содержаться в чистоте, соответствовать требованиям промышленной,
пожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды.
Не допускается загрязненность территории нефтепродуктами, отходами. В
79
пределах охранной зоны растительность удаляется.
536. На территории резервуарного парка в темное время суток
разрешается пользоваться только взрывозащищенными переносными
светильниками (аккумуляторными и батарейными) напряжением 12 В.
Включение и выключение светильников следует производить вне
обвалования резервуарного парка.
537. Переключение задвижек при автоматическом или ручном
управлении производится в соответствии со схемой управления, требованиями
безопасности с технологическим регламентом, технологической картой,
производственными инструкциями и ПЛВА, утвержденными организацией.
Запорная арматура и другие устройства обеспечивается указателями их
положения и обозначения, соответствующие технологической схеме.
538. Характеристика и параметры технологической среды, режим
эксплуатации должны соответствовать условиям безопасной эксплуатации
резервуаров и их обвязки с другими коммуникациями.
539. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении
повреждений и деформаций, неисправностей КИПиА, запорной арматуры,
предохранительных
устройств,
средств
сигнализации,
систем
противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы
ограждений, лестниц, площадок и других элементов, до их устранения в
соответствии с ПЛВА.
540. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна
превышать пропускной способности дыхательных клапанов, указанных в
технологической карте резервуара.
541. При расположении внутри резервуара парового или теплового
нагревателя предусматривается устройство для отвода жидкости. Нагреватели
надежно закрепляют на опорах, соединение труб производится только сваркой.
Нефть в резервуарах подогревают теплоносителем подаваемым в
нагреватель. Уровень нефти над нагревателем необходимо поддерживать не
менее 0,5 м. Перед пуском теплоносителя необходимо проверить проходимость
нагревателя, удалить конденсата.
Открывать задвижки при пуске теплоносителя следует постепенно.
Герметичность подогревателей контролируют по расходу и давлению
теплоносителя.
Температура подогрева должна быть ниже температуры кипения нефти и
указывается в регламенте и инструкции по эксплуатации резервуара.
Температуру нагревания необходимо систематически контролировать и
данные контроля записывать в журнал.
При заполнении резервуара нефтью, которая подлежит подогреву или
длительному хранению, уровень ее не должен превышать 95% высоты емкости.
542. Удалять подтоварную воду из резервуаров следует средствами,
предусмотренными проектом и документацией изготовителя. Во время слива
подтоварной воды необходимо вести постоянный контроль не допуская
вытекания нефти с водой.
80
Водоспускные задвижки и сифонные краны резервуаров в
обеспечиваются тепловой изоляцией из негорючего материала.
543. При открывании люков резервуаров, измерении уровня нефти,
отборе проб нефтепродукта, при спуске подтоварной воды и других работах,
связанных с вскрытием резервуара и его обвязки, обслуживающему персоналу
необходимо находиться с боковой стороны от люка по направлению ветра.
Отбор проб производится в соответствии с инструкцией утвержденной
организацией.
544. Работникам перед отбором проб и замером уровня нефти
необходимо выполнить следующие требования по безопасности:
1) надеть
выданную
хлопчатобумажную
(антистатическую)
спецодежду и спецобувь, проверить исправность СИЗ ОД и переносного
газосигнализатора;
2) проверить исправность устройств для замера уровня, отбора и
переноса проб;
3) закрыть задвижку газоуравнительной системы;
4) провести совместно с лаборантом контроль воздушной среды
переносным газосигнализатором на месте работ до и после открытия люка.
545. Пробы разрешается отбирать через замерный люк не раньше, чем
через два часа после окончания закачки нефти в резервуар.
Не разрешается производить замер уровня и отбирать пробы нефти из
резервуаров в следующих условиях:
1) при загазованности на месте работ выше ПДК, ПДВК;
2) во время закачки и откачки нефти;
3) во время грозы;
4) при скорости ветра более 8 м/с;
5) во время гололеда и тумана;
6) без наблюдающего и при несоответствии условий безопасности.
546. В резервуарном парке разрешается передвигаться только по
пешеходным дорожкам, а через обвалование резервуаров только по переходам.
547. Во время отбора проб работники выполняют следующие требования:
1) контроль загазованности на месте работ;
2) на крыше резервуара разрешается передвижение только по
проходам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается;
3) во время закачки и откачки нефти не допускается нахождение на
крыше резервуара;
4) при отборе проб и замере уровня нефти в резервуаре запорная
задвижка на газовой обвязке газоуравнительной системы должна быть закрыта;
5) не допускается находиться над открытым люком во избежание
отравления вредными парами и газами;
6) при замере уровня нефти в резервуаре необходимо, чтобы замерное
устройство двигалась только по направляющей колодке, плавно, без рывков и
ударов для исключения опасности и искрообразования;
7) спуск и подъем замерного устройства производится в
хлопчатобумажных перчатках;
81
8) из пробоотборника пробы переливаются в специальный
герметичный сосуд;
9) не допускается попадание в резервуар посторонних предметов;
10) не разрешается сливать нефть и нефтепродукты в резервуар через
замерный люк;
11) при открытии и закрытии крышки люка не допускаются ее удары;
12) в ночное время работники используют аккумуляторные или
батарейные светильники во взрывозащищенном исполнении и включают их за
пределами обвалования или на расстоянии не менее 20 м от резервуара;
13) не допускается включение и выключение, ремонт и замена лампы
светильников, батареи, аккумулятора в опасной зоне.
548. После окончания работ необходимо выполнить следующие
требования:
1) закрыть крышку люка с использованием герметичной прокладки и
надежно закрепить;
2) если во время отбора проб на крышу резервуара попала нефть,
тщательно очистить это место от загрязнения безопасным способом;
3) открыть задвижку газоуравнительной системы;
4) очистить и вытереть устройства для отбора проб, собрать для
переноски в сумку или контейнер, включая обтирочный материал.
549. Замерный люк на резервуарах обеспечивается герметичной крышкой
с устройством для открывания и искробезопасным уплотнением.
После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка
следует закрывать осторожно, не допуская падения и удара крышки.
550. Основание резервуара защищается от размыва поверхностными
водами, для чего обеспечивают постоянный отвод воды по канализации к
очистным устройствам.
551. Отвод жидкости после зачистки резервуаров в канализацию не
допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров,
отводятся по отдельному трубопроводу в шламонакопители для утилизации и
нейтрализации вредных веществ.
552. Действующий резервуар немедленно отключают и освобождают от
нефти при следующих обстоятельствах:
1) утечка нефти непосредственно из резервуара;
2) обнаружение нефти в дренажных колодцах или контрольной трубе
камеры управления;
3) возникновение опасной или аварийной ситуации.
При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в
газоуравнительную систему, необходимо отключить его от газовой обвязки,
закрыть задвижки на газопроводе и установить заглушки.
Установка и снятие заглушек регистрируется в журнале.
При нарушении герметичности в резервуаре, необходимо немедленно
отключить резервуар от трубопроводов, коммуникаций и устранить
повреждения в соответствии с ПЛВА и инструкциями по безопасности.
553. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому
82
техническому освидетельствованию и диагностике, позволяющей определить
техническое состояние, необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок
эксплуатации резервуара, в соответствии со специальными инструкциями и
методиками.
554. Включение в работу резервуаров после освидетельствования,
ревизий и ремонта производится на основании акта приемки с письменного
разрешения руководителя объекта.
555. Если по замерам или другим данным обнаруживается, что нарушен
нормальный режим наполнения или опорожнения резервуара, то немедленно
принимают меры по выяснению причины нарушения и ее устранению. В
необходимых случаях операции останавливают в соответствии с
технологическим регламентом и ПЛВА.
556. Наполнение или опорожнение резервуара допускается после того,
как обслуживающий персонал проверит соответствие открытия задвижек,
связанных с перекачкой. Открытие и закрытие задвижек должно
производиться плавно.
Не допускается производить одновременные операции с задвижками по
отключению и включению действующих резервуаров.
557. При переключении резервуара необходимо вначале открыть
задвижку на резервуаре, который предусматривается заполнять, после этого
перекрыть задвижку на отключаемом от заполнения резервуаре.
558. Автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке
производится только при условии защиты трубопроводов от превышения
давления.
559. При наличии электроприводных задвижек с местным или
дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая
положение запорного устройства задвижки.
560. Не допускается закачивать в резервуары продукт с упругостью
паров превышающей проектную, на которую они рассчитаны.
561. Эксплуатация подземных резервуаров производится при
соблюдении дополнительных требований безопасности в соответствии с
проектом, технологическим регламентом, инструкцией нефтегазодобывающей
организации.
Световые люки, во время эксплуатации закрывают крышками на
прокладках. Открывать их разрешается только для вентиляции на время
ремонта или очистки емкости.
Высота вентиляционных труб составляет не менее 2 м от уровня
верхнего покрытия.
Управление арматурой, расположенной в камерах (шахтах) подземных
емкостей, должно быть дистанционным. Для спуска в камеру устанавливают
стационарные металлические лестницы.
Камеры обеспечиваются дефлектором.
Очистка
подземной
емкости
от
отложений
производится
механизированным
способом
с
применением
гидромониторов,
гидроэлеваторов.
83
Для спуска в подземную емкость через люки применяются
стационарные лестницы с ограждением. Лестницы должны доходить до дна
емкости.
562. Эксплуатация резервуаров и емкостей для сжиженных газов и
нестабильного бензина производится в соответствии со специальным
правилами и выполнением дополнительных требований безопасности в
соответствии с проектом, технологическим регламентом, инструкциями
изготовителя и эксплуатирующей организации.
Замерные стекла должны иметь защиту от повреждения, а краны
автоматические блокировки при повреждении стекла. На стекле
устанавливается указатель предельного уровня в емкости.
Для контроля температуры на каждой емкости необходимо
устанавливать термопару или термометр.
Температура закачиваемого продукта не должна превышать
температуру, при которой упругость паров продукта превышает допустимое
рабочее давление емкости.
Для контроля давления на емкостях устанавливают манометры в
соответствии с документацией изготовителя. На линии, ведущей к манометру,
не разрешается производить подключения для отбора проб продукта.
Уровень жидкости, температуру и давление необходимо контролировать
и фиксировать с записью в журнале.
Отбор проб из емкостей производится пробоотборщиком совместно с
оператором, обслуживающим эти емкости, или работником имеющим допуск
на право отбора проб с использованием СИЗ ОД.
К емкостям прокладывают паропровод или теплоспутники для обогрева
трубопроводов, запорной арматуры, пропарки емкостей, а также для создания
паровой завесы при опасной или аварийной ситуации.
Установка обогревающих устройств внутри или снаружи емкости
допускается при условии, если температура теплоносителя не вызывает
повышения давления в емкости выше расчетного.
Емкости обеспечиваются дренажными устройствами для отвода воды в
канализацию.
Штуцер для отвода воды оборудуется незамерзающим клапаном.
Для защиты от нагрева солнечными лучами емкости окрашивают в
светлый цвет.
В климатических условиях, где возможен нагрев продукта в емкости
свыше 45°С, должны быть приняты меры для предотвращения перегрева
емкости (теплоизоляция, теневые кожухи, орошение водой).
Раздел 8. Нефтенасосные станции
563. Безопасная эксплуатация нефтенасосной станции (ННС) входящих в
состав объектов разработки НГМ осуществляется в соответствии с
требованиями нормативных документов указанных в Приложении 1, проектом,
84
технологическим регламентом, инструкциями изготовителя и нефтегазодобывающей организации.
564. ННС предназначается для следующих технологических процессов:
1) перекачки продукции скважин от ДНС;
2) технологические перекачки на УПН;
3) внутрирезервуарные перекачки;
4) перекачка товарной нефти от УПН.
565. ННС проектируется в блочном автоматизированном исполнении.
Количество и производительность насосов рассчитываются по максимальному
количеству поступающей продукции, с учетом резерва, необходимого для
проведения технического обслуживания и ремонта.
566. Для насосов перекачивающих горючие продукты, предусматривается
дистанционное отключение и установка на линиях входа и нагнетания
запорных или отсекающих устройств, как правило, с дистанционным
управлением.
Насосы должны иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее
характеристике опасной зоны ННС и взрывопожароопасности технологической
среды.
567. Уплотнения насосов должны обеспечивать надежную герметичность
в течение производственного процесса для данной технологической среды.
На насосе предусматривается автоматическое устройство, включающее
резервный масляный насос для обеспечения герметизации.
568. Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и
горючие продукты заземляются независимо от электродвигателей,
находящихся на одном основании с насосами.
569. Все насосы обеспечиваются поддонами и дренажными устройствами
для отвода дренируемого продукта в закрытую систему утилизации, с выводом
сигнала верхнего уровня в операторное помещение (диспетчерский пункт).
570. При очистке и продувке насосов жидкости отводятся за пределы
помещений по трубопроводам в герметичную емкость, а углеводородные пары
и газы в газосборную систему или на факельную установку. Расположение
трубопроводов производится с учетом безопасного обслуживания в
соответствии с правилами и проектными решениями.
571. На трубопроводах, указывается назначение и направление движения
продуктов, на насосах обозначение и нумерация согласно технологической
схеме, а на насосах и электродвигателях направление вращения ротора в
режиме нагнетания.
572. Арматуру на насосах необходимо выбирать по условному давлению
в соответствии с проектом, паспортом насоса и характеристикой трубопровода.
На выкидном трубопроводе каждого центробежного насоса устанавливается
обратный клапан.
573. Не разрешается пускать в работу и эксплуатировать насосы при
отсутствии ограждения на вращающихся частях.
574. При эксплуатации насосов обеспечивается контроль давления
нагнетания и других параметров характеризующих его техническое состояние.
85
Не допускается работа насоса с неисправными или не прошедшими
своевременную проверку КИПиА.
575. Смазка движущихся частей, устранение пропусков в сальниках,
торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе
не допускаются.
Смазка движущихся частей работающего насоса допускается при
наличии соответствующих приспособлений, обеспечивающих безопасные
условия работы. Подшипники насосов должны иметь достаточное количество
смазки. Не допускается перегрев подшипников выше установленной нормы.
Температура подшипников должна контролироваться.
Для смазки насоса и арматуры применяются незамерзающие масла.
Для охлаждения корпусов подшипников и герметизаторов применяются
незамерзающие жидкости (антифриз). В случае использования в качестве
охлаждающей жидкости воды температурой до 30° С для контроля за стоком
допускаются открытые воронки или смотровые устройства, соединенные с
канализацией.
576. При эксплуатации насосов обеспечивается постоянный контроль за
герметичностью оборудования. Пропуски в герметизаторах насосов и в
соединениях трубопроводов немедленно устраняются в соответствии с
инструкцией по эксплуатации и ПЛВА.
577. При обнаружении неисправности, нарушающей безопасный режим
работы насоса, производится его остановка и ремонт в соответствии с
документацией изготовителя и ПЛВА. Не разрешается производить ремонт
насоса во время его работы.
578. Резервный насос находится в постоянной готовности к пуску. Перед
переключением с работающего насоса на резервный
проверяются
правильность открытия соответствующих задвижек и подготовленность насоса
к пуску.
579. Для отключения насосов от всасывающих и напорных коллекторов
следует использовать только задвижки.
При остановке насоса, трубопроводы, подающие жидкость для
охлаждения герметизаторов насоса необходимо перекрыть.
580. Полы и лотки в насосных помещениях промываются водой с
использованием специальных моющих средств.
Сточные воды, содержащие горючие и вредные вещества больше
допустимой концентрации, перед отводом в производственную канализацию
очищаются в соответствии с санитарными нормами и требованиями по
взрывопожаробезопасности.
581. Не разрешается закрывать проходы для персонала и размещение
оборудования не предусмотренного проектом.
582. В местах прохода коммуникаций в насосном помещении через
разделительную стену, устанавливаются футляры с герметичным уплотнением.
583. Обогрев оборудования и производственных площадок,
расположенных за пределами помещения, определяется проектом в
зависимости от климатических условий и технической характеристики. При
86
необходимости предусматривается устройство
тепловых спутников,
нагревательных элементов и укрытий для персонала по строительным и
санитарным нормам.
584. При перекачке застывающих нефтепродуктов, необходимо
соблюдение следующих условий:
1) непрерывность работы технологического процесса перекачки;
2) теплоизоляция и обогрев насосов и трубопроводов;
3) отсутствие участков без циркуляции технологической жидкости;
4) наличие систем продувки и дренажа насосов и трубопроводов.
585. Планово-предупредительный ремонт насосов, установленных на
открытых площадках, следует проводить по возможности в теплое время года
или с устройством обогреваемых временных укрытий.
586. При эксплуатации насосов необходимо исключить опасность
попадания нефтепродуктов и воды на насосы.
587. Для исключения длительного пребывания обслуживающего
персонала в открытых насосных необходимо предусматривать дистанционный
контроль за работой насосов из операторной.
588. Для обогрева работников, обслуживающих открытые насосные,
устраивается отапливаемое помещение, удобное для наблюдения за работой
насосов и обеспечение средствами связи.
Раздел 9. Установка подготовки газа
Подраздел 1. Добыча природного газа
589. Конструкция скважин для добычи и закачки газа, оборудование
устья, испытание на прочность и герметичность должны обеспечивать
безопасную эксплуатацию, ликвидацию опасных и аварийных ситуаций и
проведение ремонтных работ в соответствии с правилами и стандартами.
590. Газовые и газоконденсатные скважины обеспечиваются
предохранительными
устройствами,
блокировками,
автоматическими
клапанами-отсекателями, устанавливаемым в соответствии с проектом и
требованиями безопасности.
591. Трассы газопроводов, газоконденсатопроводов (по каждой линии в
отдельности) обозначаются на местности указательными знаками.
592. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода производится очистка
полости, испытания на прочность и герметичность в соответствии с правилами
и инструкциями.
593. Добыча и закачка газа производится в соответствии с проектом
разработки месторождения и специальными правилами.
87
Подраздел 2. Требования безопасной эксплуатации
594. Для безопасной эксплуатации установки подготовки газа (УПГ)
разрабатывается технологический регламент с учетом Приложения 11,
декларация безопасности, ПЛВА, инструкции согласно перечня технической
документации для конкретного объекта разработки НГМ.
595. В технологическом регламенте указываются допустимые и
предельные параметры технологических установок, при которых выполняются
действия в соответствии с ПЛВА
596. Перед пуском УПГ необходимо проверить исправность
оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих
устройств, КИПиА, блокировок, вентиляции, канализации, СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ
средств пожаротушения, произвести продувку технологических систем
инертным газом. В конце продувки производится анализ выходящего газа,
который должен соответствовать требованиям взрывопожаробезопасности.
Вытеснение газа производится в газосборную систему.
597. Приемка в эксплуатацию УПГ производится в установленном
порядке комиссией с участием представителя органов ГК ЧС ПБ.
Не допускается пуск установки при неисправных системах контроля
технологических параметров процессов, противоаварийной и противопожарной
защиты.
598. УПГ обеспечиваются системами и устройствами автоматического
управления и регулирования технологическими процессами. Для питания
пневматических систем необходимо использовать осушенный и очищенный
воздух, соответствующий по качеству и параметрам для использования в
работе КИПиА.
599. В составе УПГ предусматривается системы осушки, подогрева и
ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании,
приборах следует ликвидировать введением растворителей, пара, горячей воды,
понижением давления в системе.
Использование для отогрева оборудования открытого огня не
допускается
600. На каждом паропроводе при входе в аппарат устанавливаются
обратный клапан и отключающее устройство, рассчитанные на рабочее
давление в аппарате.
601. Производить регулировку, докрепление и заглушать предохранительные клапаны, при обнаружении пропуска не разрешается.
В этих случаях необходимо остановить эксплуатацию аппарата,
оборудования, трубопроводов и заменить клапан в соответствии с ПЛВА.
602. Отбор проб газа, конденсата и других технологических сред
производится
пробоотборниками,
соответствующими
максимальному
давлению в оборудовании и характеристике продукции. Не разрешается
применять пробоотборники с неисправными игольчатыми вентилями и после
окончания срока проверки, которая производится по документации
изготовителя, но не реже одного раза в шесть месяцев.
88
603. Приборы, расположенные на щитах управления КИПиА,
обозначаются согласно технологической схеме с указанием определяемых и
предельно допустимых параметров.
Сигнальные лампы и другие специальные приборы должны иметь
надписи, указывающие характер сигнала.
604. Предупредительная и аварийная сигнализация должна быть
постоянно включена в работу.
605. Технологическому персоналу разрешается производить только
аварийные отключения отдельных приборов и средств автоматизации в
порядке, установленном производственными инструкциями и ПЛВА. На
период
отключения
выполняются
мероприятия,
обеспечивающие
взрывопожаробезопасность объекта, оборудования
606. Ревизия КИПиА, а также блокировочных и сигнализирующих
устройств производится по графикам ППР, составленным в установленном
порядке и утвержденным руководителем организации.
607. Работы по наладке, ремонту и испытанию оборудования, систем
контроля, управления противоаварийной и противопожарной автоматической
защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения должны исключать
искрообразование. На проведение таких работ при эксплуатации УПГ, во
взрывопожароопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются
меры, обеспечивающие безопасность в соответствии с инструкциями по
эксплуатации и ПЛВА.
Раздел 10. Газокомпрессорные станции
608. Здания, помещения и сооружения газокомпрессорных станций (ГКС)
для обустройства и разработки объектов НГМ проектируются в соответствии с
требованиями
взрывопожаробезопасности,
условиями
безопасной
эксплуатации и технического обслуживания.
609. В помещениях и на площадках компрессорных установок не
допускается размещать аппаратуру и оборудование не предусмотренные
проектом, технологически и конструктивно не связанные с компрессорами.
610. Не допускается установка компрессоров в помещениях, если в
смежном помещении расположены взрывоопасные и химически опасные
производства, вызывающие коррозию оборудования и вредно воздействующие
на организм человека.
611. В помещении компрессорной установки предусматриваются
площадки для проведения ремонта компрессоров, вспомогательного
оборудования и электрооборудования. Для выполнения ремонтных работ на
компрессорной установке помещения следует оборудовать соответствующими
грузоподъемными устройствами и средствами механизации.
612. Помещение компрессорной установки обеспечивается вентиляцией в
соответствии с требованиями нормативно-технических документов по
89
проектированию, промышленной безопасности, санитарно - гигиеническим
нормам.
613. Для безопасной эксплуатации предусматриваются ГКС следующие
основные средства управления, безопасности, охраны труда и окружающей
среды:
1) АСУ ТП;
2) приборы
контроля
за
технологическими
параметрами
транспортируемого продукта;
3) система приборов по диагностике компрессорного оборудования;
4) система контроля воздушной среды в помещении компрессорной;
5) системы вентиляции, отопления, канализации;
6) системы противоаварийной и противопожарной защиты,
предупредительной сигнализации о нарушении технологических параметров;
7) блокировка остановки компрессора при превышении предельнодопустимых значений технологических параметров, загазованности
воздушной среды выше допустимого предела взрываемости смесей,
неисправности
вентиляционной
системы,
срабатывании
системы
сигнализации в помещении компрессорной;
8) пульты управления в компрессорном и в операторном
помещении;
9) средства радиосвязи и телефонной связи;
10) установки и инвентарь для пожаротушения.
614. Приемка в эксплуатацию ГКС производится после завершения
пуско-наладочных работ при соответствии требованиям промышленной и
пожарной безопасности, охраны труда и окружающей среды, уполномоченной
комиссией с участием представителя органов ГК ЧС ПБ.
615. Резервное компрессорное оборудование находится в постоянной
готовности и включается в соответствии с регламентом и ПЛВА при
неисправности или ремонте основного оборудования.
616. Компрессоры комплектуются исправными арматурой, КИПиА,
системами защиты и блокировками согласно документации изготовителя и
требованиям проекта, с учетом свойств перемещаемых продуктов.
Состояние предохранительных клапанов проверяется по графику в
соответствии с документацией изготовителя и инструкциями по безопасному
обслуживанию
617. Эксплуатация компрессоров производится в соответствии с
инструкцией изготовителя, регламентом и инструкциями по безопасности.
Каждая компрессорная установка обеспечивается следующей технической
документацией:
1) паспортом (формуляром) и сертификатами на компрессорную
установку и комплектующие изделия;
2) разрешительной документацией на применение;
3) схемой ГКС, трубопроводов (сжатого воздуха или газа, воды,
масла)
с
указанием
мест
установок
задвижек,
вентилей,
влагомаслоотделителей, промежуточных и концевых холодильников,
90
воздухосборников, контрольно-измерительных приборов, а также схемой
электрокабелей, автоматики, которая вывешивается на видном месте;
4) инструкцией (руководством) по безопасной эксплуатации и
обслуживанию компрессорной установки;
5) журналом учета работы компрессора;
6) журналом (формуляром) учета ремонтов компрессорной установки,
в котором регистрируются результаты проверки сварных соединений;
7) паспортами-сертификатами компрессорного масла и результатами
его лабораторного анализа;
8) паспортами (сертификатами) сосудов, работающих под давлением;
9) графиком ремонтов компрессорной установки;
618. Компрессорная установка оснащается системой противоаварийной
защиты, обеспечивающей звуковую и световую сигнализацию при
прекращении подачи охлаждающей воды, повышении температуры
сжимаемого воздуха или газа выше допустимой и автоматическую остановку
компрессора при понижении давления масла для смазки механизма движения
ниже допустимой, превышении допустимых технологических параметров.
619. Не разрешается использовать компрессоры для компримирования
газа, не соответствующего техническим характеристикам.
620. Подача газа на прием компрессора осуществляется через отделители
жидкости (сепараторы), оборудованные световой и звуковой сигнализацией, а
также блокировкой, производящей остановку компрессора при достижении
предельно допустимого уровня жидкости в сепараторе.
621.
Соединения компрессоров и
газопроводов
необходимо
систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками,
установленными инструкциями изготовителя, технологическим регламентом и
графиком ППР.
622. Безопасные условия эксплуатации и проведения работ по
техническому обслуживанию и ремонту оборудования, с учетом конкретных
условий объекта его разработки НГМ определяются проектной и
эксплуатационной документацией.
623. Не допускается оставлять работающие компрессоры без контроля.
Обслуживание оборудования компрессорных установок производит персонал,
обученный и аттестованный в установленном порядке.
624. Вход в помещение компрессорной установки посторонним не
допускается, снаружи у входной двери устанавливается сигнализация для
вызова обслуживающего персонала установки, а также вывешиваются
предупреждающие знаки и плакаты.
625. Не разрешается хранение легковоспламеняющихся жидкостей в
помещении машинного зала компрессорной установки и взрывопожароопасных
зонах.
626. Пуск компрессора после ревизии, ремонта и длительного
отключения (кроме резервного) производится только с письменного
разрешения руководителя компрессорной станции.
91
Перед пуском каждого компрессора машинист обязан осмотреть
установку, убедиться в ее исправности, проверить систему смазки и
охлаждения и произвести пуск в соответствии с инструкцией.
627. При эксплуатации компрессорной установки необходимо
контролировать:
1) давление и температуру газа после каждой ступени
компромирования;
2) температуру компримированного газа после холодильников;
3) постоянное поступление в компрессоры и холодильники
охлаждающей воды;
4) температуру охлаждающей воды, поступающей и выходящей из
системы охлаждения;
5) давление и температуру масла в системе смазки;
6) величину электрического напряжения и силы тока статора, а при
синхронном электроприводе - ротора электродвигателя;
7) техническое состояние герметизаторов, лубрикаторов и уровень
масла.
Показания приборов через установленные инструкцией промежутки
времени, но не реже чем через два часа регистрируются в специальном
журнале.
В журнале указывается время пуска и остановки компрессора, причина
остановки, замеченные неисправности, проведение периодических проверок
предохранительных клапанов и манометров, проведение спуска конденсата и
масла из влагомаслоотделителей, воздухосборников и других емкостей, а также
очистку и замену масляных и воздушных фильтров.
Журнал работы регулярно проверяется и подписывается ежесменно и
ежесуточно работником, ответственным за безопасную эксплуатацию
компрессорной установки.
628. Воздушные фильтры проверяются и заменяются в сроки,
предусмотренные инструкцией по эксплуатации компрессорной установки и
графиком ППР.
629. Необходимо производить регулярный наружный осмотр
оборудования компрессорной установки, очистку наружных поверхностей.
Причины утечек и неисправности немедленно устраняются с регистрацией в
журнале, при обеспечении условий безопасности в соответствии с
инструкциями и ПЛВА.
В качестве обтирочных материалов применяется хлопчатобумажный или
льняной материал.
630. Ремонт и очистка оборудования и трубопроводов, находящихся под
давлением, не допускается.
631. Компрессор немедленно останавливается в следующих случаях:
1) при неисправностях указанных в инструкции по эксплуатации;
2) при показании манометра на любой ступени компрессора, а также
на нагнетательной линии давления выше допустимого;
92
3) при показании манометра системы смазки механизма движения
давления ниже допустимого нижнего предела;
4) при прекращении подачи охлаждающей воды или другой аварийной
неисправности системы охлаждения;
5) при обнаружении стука, ударов в компрессоре, двигателе или
неисправности, которые могут привести к аварии;
6) при температуре газа, воздуха выше предельно допустимой нормы,
установленной паспортом изготовителя;
7) при пожаре;
8) при обнаружении газа, дыма из компрессора или электродвигателя;
9) при недопустимом увеличении температуры, вибрации или
повреждении компрессора, электродвигателя и других механизмов.
632. После устранения неисправности компрессорная установка вводится
в эксплуатацию по разрешению руководителя объекта или специально
назначенного работника с записью в журнале.
633. Техническое освидетельствование и диагностирование оборудования
ГКС проводится по инструкции изготовителя в соответствии со специальными
правилами по безопасной эксплуатации.
634. Применение открытого огня в помещении и на
площадке
компрессорной станции не допускается.
Производство монтажных и ремонтных работ с применением открытого
огня и электросварки, производится по наряду-допуску.
635. Для ремонта трубопроводов, отдельного оборудования ГКС
производится отключение по плану производства работ арматурой с
установкой заглушек и записью в журнале, устанавливаются предупреждающие
и запрещающие знаки безопасности, подготавливаются площадки и ремонтные
рабочие места с ограждением, средства защиты и пожаротушения. Работы
выполняются с оформлением наряда - допуска.
Перед началом ремонта руководитель объекта и исполнитель работ
непосредственно проверяют готовность объекта и передачу оборудования в
ремонт по акту.
Работы проводятся по утвержденному и согласованному плану после
инструктажа.
636. Результаты ремонтных работ, пневматического и гидравлического
испытания трубопроводов и оборудования ГКС регистрируются под роспись в
журнале (формуляре) учета ремонта компрессорной установки с составлением
актов (протоколов), на основании которых руководитель объекта выдает
письменное разрешение на пуск установки.
Раздел 11. Факельные системы
637. На объектах разработки НГМ
факельные системы (ФС)
устанавливаются и эксплуатируются в соответствии с проектом, нормами
технологического проектирования и специальными правилами безопасности.
93
638. В состав факельной системы, как правило, должны входить:
1) общий факельный коллектор;
2) газопроводы от отдельных сооружений и объектов до общего
факельного коллектора;
3) сепараторы;
4) конденсатосборники;
5) факельный ствол, с горелками и комплектующими изделиями;
6) пульт управления рабочей факельной установки и горелками;
7) системы автоматизации, противоаварийной и противопожарной
защиты;
Если факельный ствол не имеет лабиринтного уплотнения и факельная
система не обеспечена продувочным (затворным) газом, перед факельным
стволом должна быть предусмотрена установка огнепреградителя.
639. Количество факельных стволов должно соответствовать количеству
факельных систем.
Расстояние между факельными стволами определяется из условия
безопасного ремонта одного из них при работающем соседнем факеле.
640. Высота и место установки факельных стволов определяется в
зависимости от топографии площадки, расположения окружающих
сельскохозяйственных
земель
и
жилых
поселков,
интенсивности
преобладающего направления ветров, учета требований противопожарных
норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и
рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах
сгорания.
Максимальные тепловые напряжения от пламени факела не должны
превышать:
1) у основания факельного ствола (при условии, что персонал может
покинуть опасную зону в течение 20 сек  4,8 кВт/м2 (17 МДж/м2·ч);
2) в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонта
оборудования в течение неограниченного времени 1,4 кВт/м2 (5 МДж/м2·ч).
641. Факельные стволы должны быть оборудованы:
1) системой дистанционного зажигания факела;
2) горелками постоянного горения (дежурная горелка);
3) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при
диаметре факела 100 мм и более.
Подвод газа для горелок постоянного горения и лабиринтного уплотнителя
предусматривается от линии топливного газа, в которой газ находится
постоянно под давлением, вне зависимости от работ технологических
установок.
642. Для проведения испытания факельных газопроводов и ремонтных
работ предусматриваются фланцевые соединения для установки заглушек.
643. Трубопроводы факельной системы, арматура, обеспечивается
обогревом (теплоспутники) и теплоизоляцией.
644. Факельные установки обеспечиваются системой автоматизации и
контроля по нормативам.
94
Система дистанционного контроля и автоматизации ФС обеспечивает:
1) регистрацию расхода продувочного (затворного) газа;
2) сигнализацию минимального давления топливного газа на
дежурные горелки;
3) сигнализацию погасания пламени дежурной горелки;
4) сигнализацию максимального и минимального уровней жидкости в
конденсатосборнике и гидрозатворах;
5) сигнализацию и регистрацию минимальной температуры в
гидрозатворе.
Конструкция факела должна обеспечить возможность установки
приборов контроля пламени и аппаратуры дистанционного зажигания.
Допускается предусматривать местный контроль следующих параметров:
1) давление топливного газа и воздуха в системе зажигания и до
регулирующих клапанов или вентилей;
2) уровень жидкости в конденсатосборнике.
645. Безопасное расстояние от ствола факела до ограждения площадки не
менее 50 м, до производственных объектов по технологическим нормативам и
проекту.
646. Факелы обеспечиваются маркировкой и световым обозначением по
нормативам.
647. Территория факельной установки ограждается в соответствии с
проектом, устанавливаются знаки безопасности.
648. Не допускается устройство траншей, колодцев в пределах
ограждения территории.
649. Не разрешается допуск персонала на территорию без разрешения
работника ответственного за безопасную эксплуатацию факельной системы.
650. Перед каждым пуском факельная система продувается инертным
газом.
651. Перед проведением ремонтных работ разрабатывается план и
мероприятия по безопасности. Факельная система отсоединяется заглушками
от технологических установок и продувается инертным газом (при
необходимости пропаривается) до полного удаления горючих веществ с
последующей продувкой воздухом до объемного содержания кислорода не
менее 18% и содержания вредных веществ не более ПДК.
План и мероприятия по безопасности и утверждаются руководителем
объекта с указанием исполнителей работ.
652. Ремонт факельных оголовков производится с использованием
средств индивидуальной защиты, предохранительных средств при работе на
высоте.
При расположении в зоне ограждения действующих факельных
установок работы проводятся в теплозащитном костюме.
653. Не разрешается во время грозы находиться на площадке факельной
установки и прикасаться к металлическим частям, трубам и конструкциям.
654. В зоне ограждения не разрешается находится работникам не
связанным с эксплуатацией и ремонтом факельной установки.
95
655. Факельные установки обеспечиваются средствами пожаротушения,
указанными в проекте, инструкциях по пожарной безопасности, с учетом
Приложения 3.
Раздел 12. Автоматизация технологических процессов
656. Автоматизация объектов разработки НГМ производится в
соответствии с проектом, условиями эксплуатации и нормативными
документами указанными в Приложении 1.
657. Для обеспечения безопасной эксплуатации разработки НГМ
предусматривается:
1) максимальный
уровень
автоматизации
оборудования,
технологических процессов, противоаварийной и противопожарной защиты
исключающий необходимость постоянного пребывания персонала на
взрывопожароопасных участках и обеспечивающий получение и регистрацию
информации о техническом состоянии объекта, технологических параметров
разработки НГМ;
2) многоуровневая система блокировок, предохранительных и
сигнальных устройств, срабатывающих при возникновении опасных и
аварийных ситуаций;
3) автоматизированный контроль воздушной среды и раннее
обнаружение негерметичности, загазованности в рабочей зоне, опасности
вредного воздействия на людей и окружающую среду;
4) автономная система аварийной связи и оповещения, оперативное
информирование персонала и населения о возможной опасности или
чрезвычайной ситуации.
658. Приборы и средства автоматизации эксплуатируются в соответствии
с документацией изготовителя, технологическими и климатическим условиям,
требованиям взрывопожаробезопасности, метрологического контроля и
технического регулирования.
659. При приемке объектов разработки НГМ в эксплуатацию проводится
испытание автоматических систем контроля, управления, противоаварийной и
противопожарной защиты с указанием в акте результатов испытания по
каждому объекту и технологическому процессу.
660. Для автоматизации объектов НГМ предусматриваются следующие
пункты контроля и управления:
1) пост оператора для контроля и обслуживания скважин, отдельных
установок, и оборудования на устьевых площадках;
2) операторный пункт для контроля и обслуживания технологических
процессов добычи, сбора, транспортировки, подготовки продукции скважин;
3) диспетчерский пункт по подготовке углеводородной продукции;
4) центральный диспетчерский пункт для нефтегазодобывающей
организации.
96
661.
В
пунктах
управления
предусматривается
аппаратура
обеспечивающая следующие функции:
1) аварийная сигнализация о возникновении опасных аварийных
режимов и срабатывание автоматической защиты по каждому блоку
технологического комплекса;
2) измерение параметров технологических процессов и сигнализация
об отклонении от установленного режима;
3) автоматическое регулирование технологических параметров;
4) дистанционное управление технологическими блоками, агрегатами,
запорной арматурой, исполнительными устройствами и механизмами;
5) регистрация и передача информации исполнителям работ и по
уровню управления объектами разработки НГМ.
662. Оперативные и диспетчерские пункты размещаются в наиболее
безопасных местах имеющих соответствующие коммуникации, энергоснабжения, связи, телеметрии, жизнеобеспечения, охрану и защиту от внешнего
воздействия в опасных и чрезвычайных ситуациях.
663. В составе диспетчерских пунктов предусматриваются следующие
помещения:
1) диспетчерская для размещения пультов управления, щитов и
другой аппаратуры требующей постоянного наблюдения и контроля;
2) аппаратная для размещения приборов и устройств не требующая
постоянного контроля диспетчерской службы;
3) для обработки и хранения информации;
4) мастерская (лаборатория) для ремонта и наладки КИПиА;
5) для работы оперативного и дежурного персонала;
6) вспомогательные, служебные, охранные и санитарно-бытовые
помещения;
664.
Оперативные
и
диспетчерские
пункты
относятся
к
электроприёмникам первой категории с резервным электроснабжением.
665. Оперативные и диспетчерские пункты обеспечиваются постоянной
рабочей и дублирующей радиотелефонной связью.
Раздел 13. Связь и сигнализация
666. Производственная связь и сигнализация (ПСС) на объектах
разработки НГМ обеспечивается в постоянном режиме в соответствии с
проектом, правилами и нормативами, включая функционирование в условиях
гражданской обороны и чрезвычайной ситуации.
667. Устройства связи и сигнализации для взрывоопасных помещений и
наружных установок предусматриваются во взрывобезопасном исполнении в
соответствии с классификацией и требованиями правил электробезопасности.
668. Объекты разработки НГМ обеспечиваются следующими видами
связи и сигнализации:
1) общепроизводственная телефонная и телеметрическая связь;
97
2) внутрипроизводственная
диспетчерская
и
управляющая
(директорская связь);
3) распорядительно-поисковая, мобильная и громкоговорящая связь;
4) факсовая и электронная связь;
5) радиофикация;
6) охранная и пожарная связь, видеонаблюдение, подача сигнала
«Тревога» (сирена).
669. Телефонные станции общепроизводственной связи как правило
размещаются при ЦПС, УПН и структурных подразделениях, для обеспечения
постоянной связи с рабочими местами диспетчеров, операторов, руководства,
аварийно- спасательной, пожарной и медицинской службами.
670. Внутрипроизводственная связь обеспечивает производственный
персонал непосредственно исполняющий технологические процессы, в том
числе постоянную связь диспетчеров с объектами и обслуживающим
персоналом, связь руководителей организации и объектов.
671. Управляющая связь устанавливается между руководством
организации, диспетчерской службами, объектами и производственнотехнологическими участками в круглосуточном режиме.
672. Для одновременной передачи распорядительной информации,
оповещения по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям
предусматривается сеть радиофикации, которая устанавливается в помещении
с постоянным присутствием дежурного персонала.
673. Для передачи сигнала тревоги предусматривается оперативнотехнологическая, пожарная и охранная звуковая и световая сигнализация.
674. Станции связи размещаются в наиболее безопасных местах, с учетом
преобладающего направления ветра и рельефа местности для защиты от
возможной загазованности воздуха в опасной и аварийной ситуации.
675. Устройства связи, аварийной, пожарной и охранной сигнализации
размещаются соответственно в помещениях аварийно-спасательной и
пожарной службы, охраны объекта.
676. Станции связи относятся к I категории электроприемников и
обеспечиваются
резервными
электрогенераторными
установками
и
аккумуляторными батареями.
Раздел 14. Электроснабжение и электрооборудование
677.
Электротехническая
часть
объектов
разработки
НГМ
эксплуатируется в соответствии с требованиями специальных правил, норм и
стандартов по электрической безопасности и взрывопожаробезопасности.
678. Категории электроприемников определяются по нормам
технологического проектирования указанным в Приложении 12.
679. Требования к персоналу обслуживающему электроустановки и
квалификационные группы устанавливаются правилами электробезопасности и
производственными инструментами.
98
680. Обслуживание и ремонт электротехнических установок и
оборудования, замену пусковой аппаратуры, предохранителей, электроламп во
взрывоопасных зонах производит электротехнический персонал имеющий
соответствующую квалификационную группу, по указанию руководителя
работ, после полного отключения от электрической сети и установки указателя
«Не включать – работают люди». При ремонте и замене электроустановок
дополнительно снимаются предохранительные устройства.
681. Поврежденное взрывозащищенное электрооборудование заменяют
электрооборудованием соответствующего уровня взрывозащиты.
682. На входе трансформаторных подстанций (пунктов) распределительных установок, опорах по трассе линий электропередачи, подземного
электрокабеля и на других электроопасных объектах на ограждениях
электроустановок на видном месте устанавливаются соответствующие знаки
безопасности и плакаты.
683. Проведение электрических испытаний, измерений параметров
электрооборудования, установленного во взрывоопасных зонах, производится
из невзрывоопасной зоны без нарушения взрывозащиты.
684. Применение во взрывоопасных зонах неисправного переносного
электроинструмента и переносных светильников несоотсветвующих классу
взравозащиты не допускается.
685. Выполнение электротехническим персоналом необходимых
операций на действующих электрических установках и в электрических сетях, а
другими работниками действий по управлению электрическим приводом и
электрическими аппаратами, использование переносных электроламп,
электроинструмента, производится с использованием защитных средств.
Обеспечение диэлектрическими защитными средствами и проверка
технического состояния возлагается на специально назначенного работника и
руководителя подразделения в соответствии с действующими нормами,
документацией изготовителя и должностными инструкциями
686. Перед пусковым устройством электродвигателей и другой
электрической аппаратуры, в помещениях с повышенной влажностью и на
наружных установках устанавливаются диэлектрические изолирующие
подставки и резиновые коврики.
687. Перед использованием защитные средства тщательно проверяются
по сроку испытания, соответствия напряжению, отсутствию повреждений.
688. Двери электроустановок должны находиться в закрытом состоянии.
689. Работы в электроустановках производятся после выполнения
мероприятий по электробезопасности, отключения электричества, снятия
предохранительных устройств и установки знаков безопасности.
690. Электрические установки и оборудование нумеруются и
обозначаются в соответствии с технологической и электрической схемой,
находящейся в диспетчерской и на рабочем месте.
691. Для определения технического состояния заземляющего устройства
с составлением протокола замера и акта проверки производится:
1) внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;
99
2) проверка соединения между заземлителем и заземляемыми
элементами, выявление обрывов и нарушения контактов в проводнике,
соединяющем аппарат с заземляющим устройством, а также проверка
состояния предохранительных устройств;
3) измерение сопротивления заземляющего устройства;
4) проверка электрической цепи "фаза-ноль" с заземлением нейтрали;
5) выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего
устройства, находящегося в земле;
6) оформление протоколов и актов результатов проверки и испытания;
Раздел 15. Водоснабжение, канализация
и закачивание воды в пласт
Подраздел 1. Системы водоснабжения
692. Для комплекса объектов разработки НГМ предусматриваются:
производственная, противопожарная и хозяйственно-питьевая системы
водоснабжения, в соответствии с нормами технологического проектирования,
санитарно - гигиеническими нормами и правилами безопасности.
693. Требования к количеству и качеству воды устанавливаются в
зависимости от цели и условий использования, параметров технологического
процесса и коррозионного воздействия на оборудование.
694. Сооружения системы водоснабжения предусматриваются с учетом
резервной производительности.
695. Измерение расходов воды производится на каждом водозаборе,
водоводах и в системе оборотного водоснабжения.
696. Состав и качество воды регулярно контролируется по санитарногигиеническим нормам и стандартам, с регистрацией в специальном журнале.
Для хранения и перекачки воды используется специальное оборудование
исключающее опасность загрязнения вредными веществами и биологического
воздействия. Емкости для питьевой воды закрываются и охраняются
Работники обеспечивающее питьевое водоснабжение регулярно проходят
медицинское освидетельствование. При несоответствии здоровья допуск к
работе не разрешается.
697. Емкости, насосные установки, трубопроводы
и арматура
обеспечиваются теплоизоляцией и теплоспутниками для исключения опасности
замерзания при низкой температуре.
Подраздел 2. Системы канализации
698. На объектах эксплуатируются системы канализации для пластовых,
производственных, дождевых и бытовых сточных вод, в соответствии с
проектом, СанПиН и правилами безопасности.
100
Не разрешается отводить в канализацию продукты очистки и пропарки
оборудования, аппаратов, емкостей и резервуаров для нефти и нефтепродуктов,
а также вредных и опасных веществ, превышающих допустимую
концентрацию. Для сбора предусматриваются специальные емкости и
утилизация. Концентрация и количество вредных веществ определяется по
нормам .
699.
Централизованные
системы
канализации
с
очистными
сооружениями предусматриваются на объектах по проекту и нормативам при
подготовке нефти, газа и конденсата, хранении и транспортировке, включая
терминалы (эстакады) для отгрузки продукции.
На площадках скважин, сепарационных и замерных установок и других
аналогичных отдельно стоящих объектов, отвод и сбор сточных вод
производится в канализационную емкость с последующим вывозом на
очистные сооружения.
При ремонте отдельного оборудования сбор стоков производится в
инвентарные поддоны и емкости.
700. Бытовая канализация предусматривается на объектах с постоянным
пребыванием персонала с наличием бытовых и санитарно- гигиенических
помещений.
Не разрешается присоединять бытовую канализацию к промышленной
канализации.
701. Очищенные пластовые, производственные и дождевые стоки
используются для заводнения нефтяных пластов. При невозможности
заводнения их следует закачивать в поглощающие горизонты или отводить на
испарение в специальные гидротехнические сооружения в соответствии с
проектом и нормами экологической безопасности.
702. Сооружения системы канализации пластовых вод (очистные
сооружения, насосные станции и водоводы до кустовых насосных станций)
должны иметь резерв производительности в размере до 15% от расчетного
объема пластовых вод.
Измерение объема и анализ состава сточных вод производится:
1) на очистных сооружениях перед отводом очищенных сточных вод в
специальные водоемы;
2) на насосных станциях, подающих очищенные пластовые и сточные
воды к местам отвода, в систему заводнения нефтяных пластов;
3) на кустовых насосных станциях системы заводнения.
703. Для приема сточных вод от площадок объектов предусматриваются
приемные емкости (колодцы) с гидрозатворами, размещаемые на расстоянии не
менее 10 м от производственных площадок.
От дождеприемников, расположенных на площадках, до сборных колодцев
необходимо предусматривать трубопроводы диаметром не менее 200 мм.
704.Для канализационной сети нефтесодержащих сточных вод
применяются несгораемые материалы.
101
705. На самотечных канализационных сетях для нефтесодержащих
сточных вод предусматриваются гидравлические затворы высотой не менее
0,25 м:
1) на сетях канализации (не менее чем через 400 м);
2) на выпусках из зданий и сооружений, очистных сооружениях на
расстоянии не менее 10 м;
3) на выпусках с территории резервуара или группы резервуаров за
пределами ограждения (обвалования).
706. Напорные трубопроводы, транспортирующие пластовые и сточные
воды на кустовые насосные станции системы заводнения, предусматриваются
как правило, в две линии (прокладка в одну линию допускается только при
соответствующем обосновании).
707. На напорных трубопроводах пластовых и сточных вод, в
повышенных точках изменения профиля предусматривается установка
вентилей для отвода воздуха.
708. Длина ремонтных участков на напорных трубопроводах,
транспортирующих пластовые и сточные воды, устанавливается не более 5 км.
Выпуск воды из аварийного участка на поверхность земли не
допускается. Опорожнение ремонтного участка должно осуществляться путем
перекачки воды передвижными средствами из аварийного участка в
действующую вторую линию трубопровода.
709. Для насосных станций пластовых и сточных вод предусматривают
резервные насосы, один на два рабочих насоса, два на три насоса и более.
710. При очистке пластовых вод в аппаратах с избыточным давлением
предусматривается дегазация, исключающая выделение углеводородного и
сероводородного газа в помещениях и на территории насосных станций.
Отвод выделившегося газа производится в газоотводную линию.
711. Обводненная нефть перекачивается в разделительные резервуары с
последующим возвратом в технологический процесс подготовки нефти.
712. Смеси и вещества выделенные на очистных сооружениях отводятся
в шламонакопитель или на гидроциклоны, а вода возвращается на очистные
сооружения.
713. В шламонакопителе производится нейтрализация и утилизация
вредных веществ, вывоз отходов на полигоны для их ликвидации или хранения
в закрытом состоянии, по согласованию с органом государственного
управления и контроля.
714. Для предотвращения коррозии оборудования и трубопроводов
системы канализации пластовых и агрессивных сточных вод применяются
антикоррозионные материалы, защитные покрытия внутренних поверхностей
трубопроводов, ингибиторы коррозии, другие способы защиты.
Ввод ингибиторов производится с использованием блочной установки.
715. Для обеспечения взрывопожаробезопасности не допускается
эксплуатация канализации с неисправными или несоответствующими проекту
гидравлическими затворами, превышении ПДК.
716. Канализационные сети необходимо периодически осматривать и
102
очищать. Осмотр и очистка канализационных колодцев, каналов и труб
проводятся по графику организации, в соответствии с инструкцией проведения
газоопасных работ, инструкцией по безопасной эксплуатации и техническому
обслуживанию канализационных объектов.
717. Колодцы промышленной канализации закрываются прочными
крышками в стальном или железобетонном кольце и засыпаются слоем песка не
менее 10 см.
Крышки смотровых колодцев следует открывать специальными
устройствами, без ударов и опасности искрообразования.
Колодцы, в которых проводится работа, ограждаются и около них
устанавливают предупредительные надписи и знаки безопасности.
718. Безопасные и экологические условия отвода сточных вод в водоемы
определяются проектом в соответствии с требованиями охраны окружающей
среды.
Для контроля состава сточных вод, концентрации вредных веществ,
нефтепродуктов и эффективностью работы очистных сооружений производится
регулярный отбор проб и лабораторный анализ по графику организации.
Содержание нефтепродуктов и вредных веществ в сточных водах не должно
превышать санитарных норм ПДК и ПДВК.
При увеличении опасных и вредных веществ больше нормы необходимо
установить источники их выделения, отключить неисправное оборудование,
аппараты, резервуары и принять меры по очистке до установленных норм.
719. При очистке канализации, отвод сточных вод, содержащих нефть и
нефтепродукты, производится в отстойную емкость или резервуар.
720. Резервуары и отстойные емкости обеспечиваются обвалованием или
ограждением в соответствии с проектом. Емкости оборудуются легкосъемными
покрытиями из несгораемых материалов.
721. Резервуары и емкости сточных вод обеспечиваются рабочим и
аварийным освещением, соответствующим требованиям электробезопасности и
взрывопожаробезопасности.
722. Температура производственных сточных вод при отводе в
канализацию не должна превышать 40° С. Допускается отвод ограниченного
объема воды с более высокой температурой в коллекторы, имеющие
постоянный расход воды, с таким расчетом, чтобы температура общего стока
не превышала установленной нормы.
723. Отвод горючих и вредных веществ, а также пожаровзрывоопасных
продуктов из оборудования, аппаратов и резервуаров в канализационные
системы, даже в аварийных случаях, не допускается. Для этих целей
необходимо предусматривать аварийные и дренажные емкости.
724. Канализационные насосные станции эксплуатируются в
соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности включая размещение
на безопасном расстоянии от производственных объектов и применение
оборудования во взрывозащищенном исполнении.
103
Подраздел 3. Система заводнения
725. Метод заводнения (законтурное, приконтурное, внутриконтурное,
площадочное, очаговое, блоковое, комбинированное, равномерное, цикличное),
объемы закачки, давления нагнетания воды, количество нагнетательных
скважин и их расположение, ввод фонда нагнетательных скважин для
разработки месторождения, требования к качеству закачиваемой воды
принимаются в соответствии с технологической схемой (проектом) разработки
конкретного месторождения.
726. Для систем заводнения предусматриваются следующие схемы:
1) блочная или кустовая насосная станция (БКНС)  блок напорного
манифольда (БНМ)  индивидуальные высоконапорные водоводы к
нагнетательным скважинам  скважины;
2) БКНС (КНС)  БНМ  высоконапорный водовод к водораспределительным пунктам (ВРП)  высоконапорные водоводы к нагнетательным
скважинам  скважины.
727. В зависимости от принятой схемы заводнения предусматриваются
следующие сооружения:
1) кустовые (блочные) насосные станции;
2) блочные напорные манифольды (коллекторы);
3) высоконапорные водоводы;
4) водораспределительные пункты;
5) обустройство устья нагнетательных скважин.
В систему заводнения могут включаться сооружения водоснабжения
(водозаборы, насосные станции, водоочистные сооружения, подводящие
водоводы к кустовым насосным станциям), когда они используются только для
данного объекта.
728. Сооружения системы заводнения обеспечивается резервом
производительности в размере до 15% от максимального объема закачки воды.
729. В кустовых насосных станциях предусматривается установка
резервных насосных агрегатов из условия: на три рабочих насосных агрегата и
менее один резервный агрегат, при количестве насосных агрегатов более трех,
один резервный на каждые три рабочих агрегата.
730. На всасывающих и напорных линиях насосов предусматривается
установка приборов для измерения давления, а на каждом высоконапорном
водоводе от БНМ и ВРП к нагнетательным скважинам установку расходомера.
731. Монтаж и демонтаж оборудования производится с помощью
специальных устройств или передвижных грузоподъемных механизмов.
732. За рабочее давление в высоконапорных водоводах принимается
максимальное
давление,
создаваемое
насосами
при
расчетной
производительности, с учетом гидростатического давления и разности
геодезических отметок рельефа местности.
Испытательное давление для оборудования устья, насосных установок,
арматуры и линейной части водоводов составляет 1,25 Рраб., для трубопроводов
104
прокладываемых внутри КНС, БНМ и ВРП не менее 1,5 Рраб., где Рраб - рабочее
давление указанное в проекте и документации изготовителя.
733. Для оборудования и трубопроводов системы заводнения
предусматривается теплоизоляция и обогрев при опасности замерзания воды.
734. Глубина прокладки трубопроводов, транспортирующих пластовые
воды, принимается в зависимости от плотности (минерализации) воды,
гидрологических и климатических условий. При определении глубины
учитывается возможность уменьшения минерализации пластовой воды,
водонасыщенность и набухание грунтов, глубина промерзания грунта.
735. Расстояние между трубопроводами в одной траншее должно быть не
менее 0,5 м. Количество трубопроводов определяется проектом.
736. Для применения передвижных спуско-подъемных агрегатов при
ремонте нагнетательных скважин предусматривается площадка для установки и
крепления мачты (вышки) и приемных стеллажей.
Раздел 16. Теплоснабжение отопление и вентиляция
Подраздел 1. Системы отопления
737. Обеспечение микроклимата производственных, административных и
бытовых зданий, помещений и сооружений на объектах разработки НГМ
производится по проекту в соответствии с правилами безопасности,
технологическими и санитарно-гигиеническими нормативами.
738. Поддержание внутренней температуры предусматривается в
производственных помещениях с постоянным (свыше 2 ч. в смену)
пребыванием обслуживающего персонала. Параметры воздуха обеспечиваются
в соответствии с условиями для работ средней тяжести категории IIа.
739. Значение внутренней температуры для помещений с оборудованием
в период отопительного сезона принимается в зависимости от времени
пребывания обслуживающего персонала:
1) плюс 10°C - при работе персонала до 2 ч в смену;
2) плюс 5°С - при работе персонала не более 0,5 ч в смену, а также для
дежурного отопления.
740. Для технологических целей (содержание оборудования и приборов в
рабочем состоянии) в производственных и вспомогательных сооружениях,
расположенных на отдельных площадках и удаленных от источников тепла,
работающих в автоматическом режиме без постоянного присутствия
обслуживающего
персонала,
предусматриваются
электрические
нагревательные устройства с оформлением разрешения на применение в
установленном порядке.
741. Производственные помещения установок оборудуются отопительными устройствами и нагревательными приборами, соответствующими
требованиям взрывопожаробезопасности.
742. Производственные помещения с технологическими тепловыделени-
105
ями оборудуются дежурным отопительным устройством для поддержания в
этих помещениях температуры не ниже 5°С во время остановки на ремонт
оборудования.
743. Лотки отопительных трубопроводов, проходящие в полу
взрывопожароопасных помещений, закрываются крышками или засыпаются
песком, а места прохода через внутренние и наружные стены тщательно
уплотняются и изолируются.
Подраздел 2. Системы вентиляции
744. В производственных помещениях предусматривается естественная,
механическая или комбинированная вентиляция, в соответствии с проектом,
нормами технологического проектирования, санитарно-гигиеническими
нормами и правилами безопасности.
745. Воздухообмен в производственных помещениях с учетом
содержания вредных веществ в приточном воздухе до 0,3 ПДК производится с
учетом норм технологического проектирования указанных в Приложении 3.
746. Для производственных помещений объемом до 500 м3 категорий А, Б
и Е (включая насосные по перекачке нефти и нефтепродуктов и
газокомпрессорные) без постоянного присутствия производственного
персонала предусматривается естественная вытяжная вентиляция из верхней
зоны, рассчитанная на однократный воздухообмен и вытяжная механическая
вентиляция периодического действия, рассчитанная на удаление из нижней
зоны 8-кратного объема воздуха по полному объему помещения.
Дополнительные условия вентиляции для заглубленных помещений и
сооружений предусматривается в нормах технологического проектирования.
747. Включение системы механической вентиляции в зданиях,
помещениях и сооружениях расположенных на взрывопожароопасных
производственных площадках производится автоматически от датчиков
газоанализаторов при уровне ПДК или 20% от нижнего концентрационного
предела воспламенения. Предусматривается также ручное включение с
наружной стороны основного входа.
Перед входом в помещение необходимо включить вентиляцию и
проверить внешним осмотром исправность наружного вентиляционного
оборудования.
Вход в помещение производится после 20 минутной вентиляции, с
применением СИЗ ОД и после проверки загазованности переносным
газосигнализатором. Работы производятся при соответствии воздуха ПДК и
ПДВК в присутствии дублера находящегося снаружи помещения.
748. Воздухообмен в производственных лабораторных помещениях
производится по количеству удаляемого воздуха от вытяжных шкафов и
укрытий. При их отсутствии обеспечивается 8 воздухообменов в час по
полному объему помещения.
106
Кроме механической вентиляции, в производственных лабораториях
предусматривается естественная вентиляция из верхней зоны, рассчитанная на
удаление воздуха в количестве 0,5 объема в час в нерабочее время и
открывающиеся части окон.
Подача приточного воздуха в помещение лаборатории производится в
объеме не менее 90% от количества воздуха, удаляемого вытяжными
системами. Остальное количество воздуха подается в коридор.
749. Производительность систем аварийной вентиляции обеспечивается
по следующим условиям:
1) для помещений насосных станций и производственных помещений
с обращающимися или хранящимися сжиженными газами не менее 8кратного воздухообмена по полному внутреннему объему помещения;
2) для других производственных помещений, включая ННС аварийная
вентиляция совместно с рабочей механической вентиляцией должна
обеспечивать в помещении не менее 8 обменов в час по полному внутреннему
объему помещения.
750. При наличии в помещении одной основной системы вентиляции,
производительности которой достаточно для аварийного воздухообмена,
необходимо предусматривать аварийную систему вентиляции или резервный
агрегат в основной системе.
751. При наличии в помещении нескольких систем основной вентиляции,
производительность которых достаточна для аварийного воздухообмена,
резервирование вентиляционных агрегатов или систем не предусматривается.
752. Аварийная вытяжная вентиляция организованным притоком воздуха
не компенсируется.
753. Отвод воздуха вытяжных основных и аварийных систем вентиляции
осуществляется, в основном, выше зоны аэродинамической тени
высокоскоростными
струями,
преимущественно
центробежными
вентиляторами. При наличии легких газов и заборе воздуха из верхней зоны
помещения допускается применение осевых вентиляторов с выбросом воздуха
в зону аэродинамической тени на 1 м выше кровли.
754. Вентиляторы вытяжной вентиляции устанавливаются снаружи
здания на фундаментах или площадках.
В районах со средней температурой наиболее холодной пятидневки
минус 40°С и ниже, вентиляторы вытяжных систем рекомендуется
устанавливать в обслуживаемом помещении (в том числе в нефтенасосных и
газокомпрессорных), а также в специальных помещениях - вентиляционных
камерах.
755. Взаимное расположение воздуховодов и воздухозаборных устройств
производится в соответствии с требованиями санитарных норм и исключением
опасности попадания отработанного и загазованного воздуха. При этом
учитываются преобладающие направления ветра, расстояния между
установками, зданиями, другие производственные и климатические условия.
756. Воздух приточной вентиляции, компенсирующий вытяжку,
поступает в рабочую зону. В холодный период года приточный воздух перед
107
поступлением в рабочую зону подогревается.
757. В местах возможного выделения газов устанавливаются устройства
для отсоса воздуха содержащего вредные вещества.
Вентиляторы, оборудованные автоматическим запуском, обеспечиваются
предупредительными надписями.
758. На вентиляционные установки оформляются паспорта по
установленной изготовителем или организацией форме и журналы по ремонту
и эксплуатации.
760.
В
графике
обслуживания
и
ремонта
оборудования,
производственных помещений, предусматриваются соответствующие работы
по обслуживанию и проверке исправности вентиляционных установок. Не
разрешается принимать объект при несоответствии и неисправности
вентиляционных установок.
761. В помещениях электрических подстанций, распределительных
устройств и пунктов, смежных со взрывоопасными помещениями,
предусматривается вентиляция, создающая постоянный подпор воздуха.
762. Вентиляционные установки, предназначенные для обслуживания
взрывопожароопасных и невзрывоопасных помещений, в случае размещения их
в одной камере, оснащаются электрооборудованием во взрывозащищенном
исполнении.
763. При наличии в вентиляционных камерах рабочего и резервного
вентиляторов следует предусматривать установку отключающих клапанов.
764. Не разрешается использовать помещения вентиляционных камер для
других целей не связанных с их назначением.
765. Не допускается рециркуляция воздуха при устройстве воздушного
отопления совместно с приточной вентиляцией.
766. Вентиляционные установки эксплуатируются и обслуживаются в
соответствии с инструкциями и графиком ППР, утвержденными организацией.
Вентиляторы, корпус вентиляционной установки и воздуховоды перед
включением проверяются на исправность, герметичность и соответствие
условиям безопасной эксплуатации, состоянию воздушной среды.
767.
Эксплуатируемые
вентиляционные
установки
должны
соответствовать проектной эффективности воздухообмена и санитарным
нормам воздуха рабочей зоны.
768. Производственный контроль за работой вентиляционных установок
производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации с регистрацией в
журнале. При обнаружении и и устранении неисправности выполняются
действия по ПЛВА.
769. Не разрешается закрывать вентиляционные задвижки, шибера,
приточные или вытяжные отверстия, снимать кожухи, останавливать и
включать вентиляторы и производить другие действия с вентиляционным
оборудованием без указания руководителя работ, за исключением опасных и
аварийных ситуаций предусмотренных ПЛВА.
770. Контроль за техническим состоянием и санитарной эффективностью
работы вентиляционных установок осуществляется работником назначенным
108
руководителем объекта и указывается в должностных и производственных
инструкциях.
771.
Кондиционирование
воздуха
для
производственных
и
вспомогательных
зданий
предусматривается
для
помещений
административного и оперативного управления, электротехнического
оборудования, КИП и автоматики, по техническим условиям эксплуатации и
обслуживания, указанным в документации изготовителя.
772. В районах с неблагоприятными климатическими условиями, когда
необходимые параметры воздуха рабочей зоны не могут быть обеспечены
средствами вентиляции, для помещений с постоянным пребыванием
обслуживающего персонала предусматриваются установки кондиционирования
воздуха.
773. Выбор оборудования для кондиционирования воздуха производится
в зависимости от требований, предъявляемых к воздушной среде помещений.
Для помещений небольшого объема, а также для помещений, где не требуется
регулирования влажности, следует использовать автономные кондиционеры.
Для помещений с большим объемом применяются специальные системы и
установки микроклимата.
Раздел 17. Пожарная безопасность
774. На объектах разработки НГМ выполняются условия и требования по
пожарной безопасности установленные проектом, правилами, нормами и
стандартами.
775. Безопасные расстояния для объектов указываются в проекте по
нормам технологического проектирования пожарной безопасности.
Расстояния от аппаратов огневого нагрева указаны в Приложении 14.
Расстояния от производственных зданий, помещений до аварийных или
дренажных емкостей принимаются по нормам для технологического
оборудования.
Наземную аварийную (дренажную) емкость, предназначенную для ЛВЖ
и ГЖ следует ограждать несгораемой стеной или обвалованием высотой не
менее 0,5 м и размещать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.
Подземная аварийная (дренажная) емкость размещается на расстоянии не
менее 9 м от площадки печей отдельно или совместно с другими дренажными
емкостями (на одной площадке).
776. Территории опасных объектов должны иметь ограждение высотой 2
м с воротами шириной 4,5 м для проезда транспорта и пожарной техники по
нормам технологического проектирования и пожарной безопасности.
Расстояние от ограждения до объектов с производствами категорий А, Б,
В и Е составляет не менее 5 м.
С наружной стороны вдоль границы ограждений территории, на которой
размещены взрывопожароопасные объекты, резервуарные парки ЛВЖ и ГЖ
109
предусматривается противопожарная полоса шириной 10 м, свободная от
наземных сетей и растительности.
777. Территория вокруг ствола факела ограждается земляным валом
высотой 0,7 м, радиусом 15 м.
Территория факельной установки ограждается забором высотой 1,6 м.
Расстояние от факельного ствола до ограждения, а также между
факельными стволами принимается по данным теплотехнического расчета, но
не менее 30 м.
778. Размещение емкостей газового конденсата, сепараторов,
оборудования не указанного в проекте, а также устройство колодцев, и других
заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела не допускается.
779. Надземная прокладка газопроводов на территории факельной
установки производится на несгораемых опорах и минимальном расстоянии.
780. Территория устья одиночной или нескольких скважин при кустовом
расположении ограждается обвалованием высотой 1 м с шириной бровки по
верху вала 0,5 м.
Площадка кустов скважин с количеством более 8 скважин должна иметь
не менее двух въездов, расположенных с противоположной стороны по
максимальной длине периметра.
781. Расстояние от места забора воды (приемных колодцев) из водоемов
состовляет не менее:
1) до зданий I и II степени огнестойкости - 10 м;
2) до зданий III, IV и V степени огнестойкости и до открытых складов
сгораемых материалов - 30 м;
3) до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е, по
пожарной опасности - 20 м;
4) до резервуаров с горючими жидкостями - 40 м;
5) до резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями и
сжиженными горючими газами - 60 м.
782. Приемные колодцы водоемов и колодцы с гидрантами
располагаются на расстоянии не более 2 м от обочин автомобильных дорог, а
при расположении их на расстоянии более 2 м должны иметь подъезды с
площадкой не менее 1212 м.
783. Пожарные резервуары или водоемы размещаются из условия
обслуживания ими объектов, находящихся в радиусе:
1) при наличии автонасосов - 200 м;
2) при наличии мотопомп - 100-150 м в зависимости от типа
мотопомп.
784.
Здания
и
сооружения
обеспечиваются
первичными
противопожарными средствами по нормам указанным в Приложении 3.
Пожаротушение от водопровода высокого давления из пожарных
гидрантов и передвижными средствами следует предусматривать на наружных
взрывопожароопасных установках, располагаемых на территории объекта:
1) установках подготовки нефти;
2) резервуарных парках нефти и нефтепродуктов;
110
3) установках подготовки газа;
4) нефтенасосных и газокомпрессорных станциях;
5) складах сжиженных углеводородных газов (СУГ);
6) сливо-наливных железнодорожных эстакадах ЛВЖ, ГЖ и СУГ.
Пожаротушение первичными средствами предусматривается на
следующих объектах, размещаемых вне территории ЦПС:
1) замерные и сепарационные установки;
2) ДНС (не имеющих резервуаров типа РВС);
3) установка предварительного сбора пластовых вод;
4) установка подачи химических реагентов и ингибиторов коррозии;
5) очистные сооружениях пластовых и дождевых вод;
6) газораспределительные станции, пункты очистки и замера газа;
7) площадки приема-запуска очистных и диагностических устройств;
8) помещения расположенные на территории месторождений.
785 Пожарные лафетные стволы устанавливаются:
1) на наружных взрывопожароопасных технологических установках для защиты колонных аппаратов высотой до 30 м, содержащих горючие газы,
ЛВЖ и ГЖ;
2) на сырьевых, товарных и промежуточных складах (парках) для
защиты шаровых и горизонтальных (цилиндрических) резервуаров со
сжиженными горючими газами, ЛВЖ и ГЖ;
3) на сливо-наливных терминалах (эстакадах) сжиженных горючих
газов, ЛВЖ и ГЖ для защиты конструкции эстакад и цистерн подвижного
состава.
При высоте колонных аппаратов более 30 м защита при пожаре
производится комбинированно: до высоты 30 м - лафетными стволами, свыше
30 м - водяными оросительными системами.
786. Стационарные установки водяного орошения устанавливаются для
защиты от нагрева и деформации во время пожара аппаратов колонного типа
высотой более 30 м на наружных взрыво- и пожароопасных технологических
установках, на сферических и горизонтальных (цилиндрических) резервуарах
сжиженных газов, а также на наземных сырьевых и товарных резервуарах со
стенкой высотой более 12 м, включая высоту основания от планировочной
отметки площадки резервуара, а при технико-экономическом обосновании и
меньшей высоты.
787. Пожарная защита насосов и газокомпрессоров, установленных на
открытых (под навесом) площадках, предусматривается орошением водой из
пожарных гидрантов.
788. Запас воды для пожарной защиты и пожаротушения
технологических установок, товарно-сырьевых и промежуточных складов,
сливо-наливных терминалов (эстакад) хранится не менее, чем в двух
резервуарах, расположенных на площадке насосной станции пожарного
водоснабжения.
789. Штурвалы задвижек на подводящем трубопроводе к стоякам
системы пожаротушения выводятся над покрытием колодцев.
111
На подводящих водоводах к оросительным системам колонных аппаратов
и резервуаров устанавливаются спускные краны для слива воды.
790. Стационарные пенные установки пожаротушения предусматриваются в соответствии с правилами пожарной безопасности и нормами
проектирования.
791. Пуск стационарных пенных установок производится по следующим
схемам:
1) автоматический от датчиков-извещателей, установленных в
защищаемых помещениях;
2) дистанционный от кнопочных пускателей, установленных в
защищаемых помещениях (у выходов) или вблизи их и в операторной;
3) местный ручной из помещения пенной насосной станции.
Автоматический и дистанционный пуски стационарной пенной установки
дублируются местным ручным пуском из помещения пенной насосной станции.
792. Для открытых насосных ЛВЖ и ГЖ и газокомпрессорных,
расположенных на ЦПС, при размере площадки 500 м2 и более
предусматриваются
установки
пенотушения,
состоящие
из
сети
растворопроводов, на которых расположены стояки-краны с вентилями и
соединительными головками для присоединения рукавов с переносными
генераторами пены.
Сеть
растворопроводов
предусматривается
с
постоянным
присоединением пенных установок к насосной станции.
При отсутствии на технологической установке пенной насосной станции
предусматривается вывод растворопроводов за пределы открытой насосной для
возможности подключения к ним при пожаре передвижных средств
пенотушения.
Стояки-краны на сети растворопроводов устанавливаются на расстоянии
не более 30 м.
При постоянном присоединении сети растворопроводов стационарной
пенной установки к пенной насосной станции предусматривается
дистанционный пуск установки от кнопочных пускателей из операторной и у
стояков-кранов в открытой насосной.
793. Помещение или здание насосной должно быть не ниже II степени
огнестойкости, иметь наружный дверной проем достаточной ширины для
монтажа оборудования, водопровод, канализацию, отопление, рассчитанное на
минимальную температуру внутри не ниже 5°С, постоянно действующую
вентиляцию, электроосвещение и подъемно-транспортное устройство для
ремонта оборудования.
Применение полимерных утеплителей и покрытия в конструкциях зданий
насосных и других установок пожаротушения не допускается.
794. Одной стационарной пенной установкой могут обслуживаться
несколько помещений или зданий, а также открытые технологические
установки. Максимально допустимое время для приведения в действие пенной
установки с момента обнаружения пожара до подачи средств тушения в очаг
горения не должно превышать 3 мин.
112
795. Наружные и внутренние растворопроводы прокладываются с
уклоном не менее 0,005 к спускным кранам, устанавливаемым на пониженных
местах сети для очистки от пены и промывания растворопроводов после работы
пенной установки.
796. При отсутствии на объектах разработки НГМ технологического пара
в насосных ЛВЖ, ГЖ и СУГ при объеме помещений менее 500 м3, на складах
ЛВЖ, ГЖ и СУГ при площади пола помещений склада менее 500 м2, а также
для расположенных вне зданий (под навесом) насосных ЛВЖ, ГЖ и СУГ и
компрессорных с площадью пола до 500 м2 тушение пожара предусматривается
пеной с использованием полустационарных установок.
797. На площадках, в зданиях, помещениях и сооружениях
предусматриваются безопасные и доступные места (комплексов) для хранения
противопожарного инвентаря.
798.Автоматическими и ручными извещателями пожарной сигнализации
оснащаются объекты по системе противопожарной защиты предусмотренной в
проекте обустройства месторождения.
Установка ручных извещателей производится:
1) для зданий с производствами категорий А, Б, В и Е снаружи зданий
у входов на расстоянии между извещателями не более чем 50 м;
2) на наружных установках и открытых складах с производствами
категорий А, Б, В и Е по периметру установки, склада не более чем через 100 м
друг от друга;
3) на складах (парках) ЛВЖ, ГЖ, СУГ по периметру обвалования не
более чем через 100 м друг от друга;
4) на сливо-наливных терминалах (эстакадах) ЛВЖ, ГЖ, СУГ через
100 м, но не менее двух (у лестниц для обслуживания эстакад).
799. Электрические установки и оборудование систем пожарной
сигнализации и пожаротушения по обеспечению надежности относятся к
электроприемникам I категории. При наличии одного источника
электроснабжения предусматривается резервный источник электропитания или
аккумуляторная батарея, обеспечивающая бесперебойную работу системы
противопожарной защиты.
800. При возникновении пожара включается звуковая и световая
сигнализация на территории и в помещениях опасного орбъекта.
Пожарные сигналы поступают в операторную, службу охраны,
противопожарную и аварийно-спасательную службы.
801. Приемные станции пожарной сигнализации устанавливаются в
помещении пункта связи пожарной службы. При отсутствии пунктов связи
приемные станции необходимо устанавливать в операторных помещениях с
круглосуточным дежурством обслуживающего персонала.
802. Пожарные службы обеспечиваются постоянной и дублирующей
связью с оперативными и производственными подразделениями, пожарной и
аварийно-спасательной службой, медицинской службой, органами управления
ГО и ЧС.
113
Между пунктом связи, пожарной службой и пожарными автомобилями
обеспечивается постоянная радиотелефонная связь с резервным каналом.
Раздел 18. Дополнительные требования безопасности на
месторождении с наличием сероводорода
Подраздел 1. Общие требования к объектам
803. Для объектов разработки НГМ содержащих сероводород и
агрессивные вещества предусматриваются дополнительные требования
безопасности на этапах проектирования, строительства, эксплуатации, ремонта
и реконструкции, консервации и ликвидации в соответствии со специальными
правилами, инструкциями и стандартами.
804.
Оборудование,
аппаратура,
резервуары,
трубопроводы,
подверженные воздействию сероводорода, проектируются, эксплуатируются и
обслуживаются с учетом параметров технологических процессов,
характеристики коррозионно-агрессивной среды и срока эксплуатации
объектов.
В технической и эксплуатационной документации изготовителя должны
быть указания и гарантии на безопасное применение оборудования,
аппаратуры, резервуаров, трубопроводов в агрессивной среде с учетом
парциального давления сероводорода, которое указывается в проекте и
документации изготовителя.
805. Для защиты от коррозии технологического оборудования и
трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и
конденсата, эксплуатируемого в условиях воздействия сероводорода
применяются
ингибиторы
коррозии,
нейтрализаторы
сероводорода,
специальные покрытия и материалы, технологические методы уменьшения
коррозионной активности продукции.
806. Методы, периодичность и места контроля коррозии для каждого
вида оборудования и трубопроводов устанавливаются в проектной,
технической и эксплуатационной документации изготовителя, инструкциях
организации.
807. В проектной документации указываются расчеты или обоснование
размеров санитарно-защитной зоны (СЗЗ) опасных объектов, для снижения
опасности превышения на ее границах, концентраций вредных веществ в
приземном слое атмосферного воздуха установленных санитарными правилами
и нормами, при различных метеоусловиях.
Расчеты и обоснование СЗЗ выполняются специализированной
организацией с учетом максимальных (по объему и длительности)
прогнозируемых аварийных выбросов вредных веществ. На территории СЗЗ не
допускается проживание населения.
808. Производственные объекты, содержащие источники возможного
выделения в атмосферу сероводорода, вредных веществ и смесей
114
обеспечиваются периметральной охраной, ограждением и контрольнопропускными пунктами, которые обеспечивают безопасную эвакуацию
персонала при различных направлениях ветра.
809. В проекте обустройства месторождения указываются места и
маршруты для эвакуации персонала, средства коллективной защиты
работающих и населения, станций контроля загазованности окружающей
среды, постов газовой безопасности, ветровых указателей, контрольнопропускных пунктов.
810. Опасные объекты ограждаются и обозначаются знаками
безопасности, предупреждающими надписями на границе охранной зоны и
СЗЗ.
Для допуска персонала, транспорта и другой техники, на территории
опасных объектов устанавливается контрольно- пропускной режим.
Транспортные средства допускаются на территорию при наличии
искрогасителей, а при перевозке ЛВЖ, ГЖ, СУГ устройствами для снятия
статического электричества.
811. На территории производственных площадок не разрешается
подземная прокладка трубопроводов.
812. При наличии на объектах нефтегазопродуктопроводов с большим
геометрическим объемом, необходимо секционировать их путем установки
автоматических задвижек, из условия наличия в каждой секции ограниченного
объема сероводорода, которое указывается в проекте по результатам оценки
опасности возможных аварийных выбросов и минимального воздействия на
людей и окружающую среду, с учетом зоны рассеивания и санитарными
нормами ПДК.
Подраздел 2. Освоение и гидродинамические исследования скважин
813. Освоение и исследование скважин производится при обязательном
присутствии руководителя работ.
814. Перед проведением освоения и исследования скважин составляется
план работы, утверждается руководством организации-заказчика и организации
уполномоченной на проведение этих работ, согласовывается с аварийноспасательной службой и органами государственного контроля.
В плане работ указываются сроки, количество работающих, мероприятия
и средства обеспечения их безопасности, включая СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ, меры по
предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода
в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК, ПДВК.
План доводится до сведения всех работников, связанных с освоением и
исследованием скважин.
К плану работ прилагаются схема расположения оборудования, машин,
механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях
возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также
115
схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих
населенных пунктов.
815. Фонтанная арматура соединяется с продувочными отводами,
направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь
длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным
зажиганием.
Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать
ожидаемым давлениям, смонтированы и испытаны на герметичность
опрессовкой на давление указанное в проекте, инструкции по испытанию и
плане работ.
Отводы крепятся к бетонным или металлическим стойкам прямолинейно,
без поворотов с уклоном от устья скважины. Способ крепления отвода должен
исключать возможность возникновения напряжений и деформации.
816. К фонтанной арматуре подсоединяются линии для глушения
скважины через трубное и затрубное пространства.
Линии глушения обеспечиваются обратными клапанами. Для нефтяных
скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50
м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.
817. Предохранительный клапан установки для освоения и исследования
(разрывная диафрагма) соединяется индивидуальным трубопроводом с
факельной установкой через устройство улавливания нефти, конденсата и
других жидкостей, при условии исключения обратного перетока продукции
скважин при срабатывании клапана.
818. Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового
раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей
плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас
материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение
скважины.
819. При отсутствии оборудования для ингибирования и нейтрализации
сероводорода, утилизации продукта не разрешается освоение и исследование
эксплуатационных скважин.
820. Вызов притока и исследования скважины проводятся только в
светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.
821. На период вызова притока из пласта и глушения необходимо
обеспечить:
1) наличие СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ, газосигнализаторов;
2) постоянное круглосуточное дежурство руководителей работ по
графику, утвержденному руководителем организации, выполняющей работы;
3) круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
4) постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
5) инструктаж и тренировку персонала по ПЛВА;
6) готовность населения и работающих к защите и эвакуации в случае
аварийной и чрезвычайной ситуации;
7) дежурство аварийно-спасательной службы;
116
822. При отсутствии притока освоение скважины проводится с
использованием:
1) природного или попутного нефтяного газа;
2) двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому
газу;
3) инертных газов;
4) жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и
углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей не разрешается.
823. Не допускается при исследовании и освоении скважины подходить к
устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным
установкам без изолирующего дыхательного аппарата и включенного
газосигнализатора.
824. Не разрешается производить освоение скважин, расположенных в
пойменных зонах рек, в период паводка.
825. Проволока и приборы, для глубинных исследований применяются в
антикоррозионном исполнении без повреждений. При подъеме проволока
пропускается через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.
826. Перед открытием задвижки на отводе, а также при спуске (подъеме)
глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями,
удаляются на безопасное расстояние в наветренную сторону.
827. Открывать задвижки на отводе, извлекать приборы из лубрикатора,
необходимо в изолирующих дыхательных аппаратах.
828. После окончания освоения или исследования скважины проводится
специальная обработка приборов, аппаратуры, спецодежды нейтрализатором
сероводорода и специальными моющими средствами в соответствии с
инструкциями по безопасности.
829. После завершении работ по плану необходимо провести контроль
воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода, проверку герметичности
устьевой арматуры, очистку оборудования и территории.
Подраздел 3. Эксплуатация и ремонт скважин
830. Наземное
оборудование
устья
скважины
обеспечивается
продувочными и аварийными (для глушения скважины) линиями длиной не
менее 100 м, опрессованными на максимальное давление с коэффициентом
запаса прочности согласно правил безопасности и инструкции изготовителя,
Линии обеспечиваются обратными клапанами и устройствами подключения
контрольно-регистрирующей аппаратуры, цементировочных агрегатов.
831. Не допускается эксплуатация скважины фонтанным способом без
забойного скважинного оборудования, включающего:
1) посадочный ниппель для клапана и герметизирующей пробки;
2) пакер для предохранения эксплуатационной колонны;
117
3) предохранительные устройства - клапан циркуляционный, клапан
ингибиторный, приустьевой клапан-отсекатель.
После установки пакер испытывается на герметичность, а затрубное
пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибиторной
жидкости и нейтрализатором сероводорода.
832. Управление центральной задвижкой, первыми от устья задвижками
установленными на отводах фонтанной арматуры, приустьевым клапаномотсекателем должно быть дистанционным и автоматическим.
833. В процессе эксплуатации периодически проводится проверка
клапана-отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями
(инструкцией)
изготовителя
и
инструкцией
нефтегазодобывающей
организации.
834. Скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде
мобильной бригадой в составе не менее двух операторов, имеющих при себе
дыхательные аппараты, средства контроля воздуха и связи. Результаты
осмотров регистрируются в специальном журнале.
835. При обнаружении в устьевой арматуре негерметичности скважину
необходимо немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или
приустьевого клапана-отсекателя с пульта управления. При обнаружении
утечки сероводорода из выкидной линии скважины необходимо закрыть с
пульта управления задвижку на выкидной линии, а также входную задвижку на
замерном устройстве. Об этих неисправностях необходимо немедленно
сообщить руководителю объекта и работникам аварийно-спасательной
противофонтанной службы.
836. Эксплуатация скважины при негерметичности, наличии
межколонного проявления (давления) и неисправности наземного
оборудования не допускается.
При обнаружении давления в межколонном пространстве проводятся
необходимые исследования и принимаются оперативные меры по выявлению и
устранению причины перетока. По результатам исследований принимается
решение о возможности эксплуатации скважины.
837. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта
подземного и наземного оборудования) связанных с разгерметизацией устья, в
скважину закачивается жидкость с плотностью, соответствующей рабочему
проекту или плану работ, обработанная нейтрализатором сероводорода. Ремонт
на скважине проводится в соответствии с утвержденным и согласованным
планом работ, с учетом ПЛВА (Приложение 15) и после выполнения
мероприятий по безопасности.
838. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с
разгерметизацией устья, необходимо установить противовыбросовое
оборудование, в состав которого включается превентор со срезающими
плашками.
Схема оборудования устья скважины согласовывается с аварийноспасательной службой и территориальными органами ГК ЧС ПБ.
118
839. При появлении признаков газонефтеводопроявления ремонтные
работы на скважине немедленно прекращаются и принимаются меры по
герметизации устья и ликвидации осложнения в соответствии с ПЛВА и
специальной инструкцией (методикой).
840. При перерывах в работе по ремонту и переоборудованию устья
скважины, смене крестовин, противовыбросового оборудования, фонтанной
арматуры не допускается оставлять открытым устье скважины.
841. Система автоматизации добывающих скважин и оборудования
должна обеспечивать:
1) подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при
возможных опасных и аварийных ситуациях;
2) сигнализацию об аварийных отклонениях технологических
параметров;
3) автоматическое отключение скважин при нарушении режима;
4) контроль за состоянием воздушной среды на объектах с
автоматическим или ручным отключением при пропуске продукта,
превышении ПДК, ПДВК согласно ПЛВА.
Подраздел 4. Технологические процессы сбора и подготовки
нефти, газа и газового конденсата
842. Для разработки НГМ с наличием сероводорода дополнительно
предусматриваются и указываются в проекте следующие условия безопасности:
1) ингибиторная защита оборудования, аппаратов
трубопроводов,
резервуаров;
2) способы и оборудование для нейтрализации сероводорода,
утилизации опасных и вредных веществ, исключающие воздействие на людей
и окружающую среду;
3) методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного
состояния оборудования, аппаратов, резервуаров, трубопроводов, арматуры,
КИПиА, металлических конструкций и фундаментов;
4) типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации
сероводорода, а также расход реагентов;
5) методы контроля содержания сероводорода и реагента–
нейтрализатора в технологической среде;
6) методы и средства вентиляции рабочей зоны и помещений;
7) мероприятия по защите людей и окружающей среды;
8) методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе
рабочей и санитарно- защитной зоны;
9) технология отделения и нейтрализации сероводорода от нефти, газа,
конденсата и воды;
10) мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению опасных
и аварийных ситуаций;
11) системы противоаварийной и противопожарной защиты;
119
12) порядок сбора и хранения продукции и отходов в герметичных
емкостях до нейтрализации сероводорода и дальнейшей утилизации.
843. Система автоматизации технологических процессов с наличием
сероводорода предусматривает:
1) автоматическое и ручное отключение скважины, аппарата,
оборудования, технологической линии, установки, в аварийной ситуации,
с переводом технологических сред в газосборную систему и на факельную
линию;
2) дистанционную остановку технологической линии, установки,
оборудования с пульта дежурного оператора и перевод в безопасное
состояние исключающее выделение сероводорода, в соответствии с ПЛВА;
3) дистанционный контроль и непрерывную автоматическую
регистрацию основных параметров технологического процесса;
4) автоматическое регулирование давления технологической среды и
других параметров, в допустимых пределах безопасности;
5) автоматическую звуковую и световую сигнализацию при
изменении технологических параметров от установленных допустимых
значений, загазованности воздушной среды, обнаружении сероводорода с
подачей предупредительных сигналов оповещения на месте установки
датчиков и на пульте оператора.
844. Для безопасности технологических процессов составляется график
проверки герметичности
оборудования, трубопроводов, резервуаров,
фланцевых соединений, арматуры, люков и других источников возможных
выделений сероводорода, который утверждается руководителем объекта или
организации.
845 Дренирование жидкости из аппаратов и емкостей производится в
автоматическом режиме в герметичную систему.
846. Насосы для перекачки продукции с содержанием сероводорода
обеспечиваются
специальными
герметичными
уплотнениями
в
антикоррозионном исполнении.
847. Насосные и компрессорные установки оборудуются устройствами
для слива остатка перекачиваемой жидкости и применяемой для промывки или
дегазации, исключающими опасность выделения сероводорода.
848. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и конденсата
подлежат очистке и нейтрализации сероводорода и других вредных веществ до
норм установленных санитарно- гигиеническими требованиями..
849. При аварийных разливах нефти и воды содержащих сероводород, в
соответствии с ПЛВА производится сбор в закрытую емкость для
нейтрализации и последующей утилизации. Место разлива очищается и
промывается нейтрализующими моющими средствами до удаления признаков
вредных веществ с постоянным контролем ПДК, ПДВК и записью в журнале.
Работы выполняются с использованием СИЗ ОД.
850. До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования
необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных
отложений.
120
851. Перед осмотром и ремонтом оборудования, резервуаров, емкостей,
трубопроводов производится пропаривание и промывка водой для
предотвращения самовозгорания пирофорных отложений. Для дезактивации
пирофорных соединений применяются пенные системы на основе
поверхностно-активных веществ или других методов, обеспечивающих
безопасную очистку от этих соединений. Работы проводятся по нарядудопуску.
852. К работе внутри емкости и аппарата разрешается приступать, если
содержание сероводорода, горючих и вредных веществ не превышает ПДК,
ПДВК и только с применением СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ, постоянным контролем
загазованности и оформления наряда - допуска, после проверки безопасного
состояния на месте проведения работ и обеспечения возможности спасательных
работ.
Условия безопасного проведения работ по очистке, дезактивации
пирофорных отложений, осмотру и ремонту оборудования указываются в плане
работ и специальной инструкции, утвержденной руководителем организации и
согласованной с органами государственного контроля.
Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений при
ремонтных работах выполняются требования пожарной безопасности,
элементы технологического оборудования обрабатываются специальными
моющими составами и нейтрализаторами сероводорода.
853. Опасные объекты обеспечиваются дополнительным пожарным
оборудованием для предупреждения и ликвидации возгораний пирофорных
отложений, в соответствии с планом работ и нарядом- допуском.
854. Подача пара или пены производится с такой интенсивностью, чтобы
в емкостях и аппаратах поддерживалось давление несколько выше
атмосферного.
Во время пропаривания аппаратов, емкостей, резервуаров расход пара и
температура поверхностей должна соответствовать плану работ и требованиям
безопасности.
Продолжительность пропаривания устанавливается в плане работ для
каждого типоразмера и конструкции оборудования индивидуально, по
безопасной технологии указанной в специальной инструкции, утвержденной
организацией.
855. В конце периода пропаривания необходимо осуществить
дезактивацию пирофорных отложений (контролируемое окисление) путем
подачи в оборудование с помощью дозировочных устройств (контрольных
расходомеров) дозированной паровоздушной смеси в соответствии с планом
работ. После завершения пропаривания оборудование заполняется водой до
верхнего уровня. После заполнения, для обеспечения медленного окисления
пирофорных отложений, уровень воды необходимо снижать с ограниченной
скоростью, которая указывается в плане работ.
При отрицательной температуре окружающего воздуха промывку
(заполнение) оборудования следует производить подогретой водой или водой с
паром.
121
856. Для промывки оборудования и пропаривания в проекте и плане
работ предусматриваются стационарные или передвижные установки и
коммуникации для подачи пара и воды.
857.
После
завершения
промывки
оборудование
следует
провентилировать воздухом (первоначально при небольшом поступлении
пара). Открывать люки для вентиляции оборудования необходимо
последовательно в соответствии с планом работ и документацией изготовителя,
для исключения рециркуляции и обратного потока воздуха.
858.
Очистка
оборудования
от
пирофорных
отложений,
механизированным или автоматизированным способом, не требующим
присутствия работников внутри оборудования, производится согласно
документации изготовителя и инструкцией организации выполняющей работы.
При этом оборудование освобождают от технологического продукта,
отключают от всех трубопроводов заглушками, внутреннее пространство
заполняют воздушно-механической пеной средней или высокой кратности и в
процессе производства очистных работ обеспечивают контроль заполнения
оборудования пеной. При выполнении и завершении работ обеспечиваются
безопасные условия, исключающие возникновение разряда статического
электричества.
859. Отложения, извлекаемые из оборудования, размещаются под слоем
воды или во влажном состоянии в специальных емкостях, контейнерах
установленных на безопасном расстоянии от мест возможного выделения и
скопления горючих паров и газов.
После завершения очистки оборудования пирофорные отложения
удаляются с территории объекта во влажном состоянии в специально
отведенные для утилизации места, согласованные с органами государственного
контроля по промышленной и пожарной безопасности, охраны окружающей
среды, санитарно-гигиенического контроля.
860. Расстояние от ствола факельной установки для сжигания газа до
производственных и вспомогательных зданий, сооружений и наружных
установок определяется расчетом с учетом рассеивания вредных веществ по
санитарным нормам, но не менее 100 м.
Территория факельной установки ограждается в радиусе не менее 50 м.
Розжиг факела производится в автоматическом режиме, с дистанционным
управлением. Каждый факел оснащается дежурной горелкой, на которые
подается очищенный, топливный газ, по документации изготовителя и нормам
технологического проектирования.
Подраздел 5. Требования к персоналу и средства защиты
861. Персонал обслуживающий опасные объекты с наличием
сероводорода проходит дополнительно обучение, инструктаж и проверку
знаний по мерам безопасности, предупреждения отравления сероводородом,
вредными веществами и оказанию необходимой первой доврачебной помощи
122
пострадавшим при отравлении в соответствии с программой утвержденной
нефтегазодобывающей организацией.
862. К работам на объектах месторождений с наличием сероводорода
допускаются работники не моложе 18 лет, имеющие медицинское заключение о
пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа,
прошедшие необходимое обучение и проверку знаний и использования СИЗ,
СИЗ ОД, СКЗ, газосигнализаторов.
863. Не допускается пребывание на газоопасном объекте работников, не
имеющих СИЗ, СИЗ ОД и не прошедших соответствующего инструктажа и
проверки знаний по безопасности для защиты от воздействия сероводорода.
864. Не реже одного раза в месяц на объектах проводятся учебнотренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выполнению
действий в соответствии с ПЛВА и применением СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ.
865. При работе в дыхательном аппарате на площадке скважины или
другого источника выделения сероводорода назначаются дублеры
исполнителей и руководителя работ, для оказания помощи и эвакуации из
опасной зоны.
866. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше ПДК
необходимо немедленно:
1) надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);
2) оповестить руководителя работ и объекта, персонал находящийся в
опасной зоне;
3) принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в
соответствии с ПЛВА;
4) работникам не связанным с принятием первоочередных мер,
следует покинуть опасную зону и направиться в место сбора, установленное
планом эвакуации.
5) производить постоянный контроль загазованности.
Руководитель работ (объекта) или исполнитель подает сигнал тревоги и
производит оповещение в установленном порядке.
После выполнения первоочередных действий по ПЛВА дальнейшие
работы по ликвидации аварии проводятся по специальному плану аварийной
спасательной службой, с привлечением работников объектов.
867. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал
подрядных организаций проходит специальное обучение и проверку знаний в
объеме, утвержденном руководителем организации, с учетом места и вида
работ, а также использует индивидуальные газосигнализаторы, СИЗ, СИЗ ОД,
СКЗ.
868. Количество и типы СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ, газосигнализаторов на
каждом объекте определяются проектом с учетом специфики работ и норм
обеспечения работников спецодеждой, спецобувью и другими средствами
защиты.
Средства коллективной и индивидуальной защиты работников
строительных и других организаций находящихся в пределах СЗЗ и порядок
обеспечения в опасной ситуации определяются планом безопасных
123
мероприятий и совместных действий, инструкцией о взаимодействии.
869. Изолирующие дыхательные аппараты применяются обслуживающим
персоналом при выполнении операций, предусмотренных технологией
производства работ в условиях возможного выделения сероводорода,
выполнения первоочередных действий при возникновении аварийной ситуации,
в соответствии с ПЛВА и инструкцией организации.
870. Дыхательные аппараты подбираются по размерам работника. К
каждому аппарату прикладывается паспорт с формуляром и прикрепляется
этикетка с надписью фамилии и инициалов работника. В паспорте
производится запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его
следующего испытания.
871. Газозащитные средства проверяются в соответствии с инструкцией
по эксплуатации в специализированной лаборатории или уполномоченной
организацией.
872. На рабочих местах находятся инструкции по проверке, эксплуатации
и хранению СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ, газосигнализаторов.
873. На газоопасном объекте находится резервный запас газозащитных
средств, количество и типы которых определяются с учетом численности
работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых работ.
Перечень резервных средств разрабатывается организацией и
согласовывается с аварийно-спасательной службой.
874. Руководители и специалисты проходят ежегодное обучение по
программе промышленной безопасности, утвержденной территориальным
подразделением уполномоченного органа, продолжительностью не менее
сорока часов. Экзаменационные билеты утверждаются органами ГК ЧС ПБ.
875.
Производственный
контроль
соблюдения
требований
промышленной безопасности осуществляется с учетом специфических условий
производства в установленном порядке, согласно системе, должностными и
производственными инструкциями утвержденными организацией.
876. Программа обучения персонала опасных объектов, содержащих
сероводород, предусматривает следующие условия безопасности:
1) свойства и действие сероводорода и других вредных веществ на
организм человека;
2) СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ их назначение, устройство, правила
использования;
3) знаки безопасности, цвета сигнальные, сигналы аварийного
оповещения;
4) порядок, методы и средства контроля воздуха рабочей зоны;
5) безопасные приемы и методы работы с использованием СИЗ, СИЗ
ОД, СКЗ;
6) меры безопасности и порядок действий при возможных аварийных
ситуациях и угрозе их возникновения;
7) методы и средства оказания доврачебной помощи пострадавшим.
8) состав ПЛВА, системы производственного контроля и оповещения.
124
Подраздел 6. Контроль воздушной среды
877. На территории объектов разработки НГМ устанавливаются
устройства для определения направления и скорости ветра. В темное время
устройства необходимо освещать. Места установки указываются на
ситуационном плане.
878. На установках, в помещениях, на производственных площадках и
территории, где возможно выделение сероводорода в воздух рабочей зоны
осуществляется постоянный контроль воздушной среды, звуковая и световая
сигнализация опасных концентраций сероводорода.
879.
Места
установки
датчиков
(детекторов)
стационарных
автоматических газосигнализаторов определяются проектом обустройства
месторождения с учетом плотности газов, характеристики применяемого
оборудования, параметров технологического процесса, условий размещения,
технической и эксплуатационной документацией изготовителя.
880. Стационарные газосигнализаторы обеспечивают подачу звуковой и
световой сигнализации по месту установки датчиков, в операторном
помещении и жилищно-бытовом комплексе.
881. Регулярная проверка исправности и соответствия показаний
газосигнализатора производится в соответствии с документацией изготовителя
по метрологическим требованиям с использованием эталонных газов.
882. Автоматический контроль за состоянием воздушной среды с
наличием сероводорода на территории опасных объектов осуществляется с
выводом показателей датчиков в операторное помещение.
883. Контроль воздушной среды в селитебной зоне осуществляется по
схеме расположения мест замера на границе территории населенных пунктов, в
санитарно защитной зоне, пониженных местах, на берегах водоемов, с учетом
направления ветра, передвижными лабораториями согласно графику,
утвержденному руководителем организации.
Результаты анализов записываются под роспись в журнал регистрации
анализов, в карту проб (с указанием места отбора, процесса, направления и
силы ветра, других метеорологических условий), а также передаются по
назначению заинтересованным организациям.
Замеры концентрации сероводорода проводятся специальными
обученными работниками по графику организации, а в аварийных ситуациях –
работниками аварийно-спасательной службой с записью результатов замеров в
журнал под роспись.
Раздел 19. Охрана окружающей среды
884. Безопасная эксплуатация объектов разработки НГМ производится
при условии выполнения требований по охране окружающей среды (ООС)
предусмотренных правилами, нормами
и стандартами, указанными в
Приложении 1.
125
885. В процессе промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых
месторождений обеспечиваются сбор и использование добываемых вместе с
нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды в
объемах, предусмотренных в утвержденном технологическом проектном
документе.
В проекте обустройства и разработки НГМ разрабатываются условия
безопасного и рационального использования нефтяного газа.
Сжигание попутного нефтяного газа на факелах при пробной и опытнопромышленной эксплуатации допускается в течение срока, согласованного с
соответствующими государственными организациями.
Не допускается выпуск сероводородосодержащего газа с превышением
ПДК в атмосферу без сжигания или нейтрализации. Отвод газа от рабочего и
резервного предохранительных клапанов технологических аппаратов и
емкостей производится в газосборную и факельную систему.
886. Производится определение содержания меркаптанов в продукции и
обеспечивается эффективная очистка газа от меркаптанов в соответствии с
санитарными и нормативными нормативами.
887. На установках, в помещениях и на промышленных площадках, где
возможно выделение в воздух рабочей зоны сероводорода, меркаптанов и
вредных веществ а также в пределах СЗЗ осуществляется мониторинг
воздушной среды.
888. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в
соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и
нефтепродуктов в воде, используется в системе поддержания пластового
давления или закачивается в поглощающие горизонты.
При необходимости осуществляется обработка закачиваемой в
продуктивные пласты воды антисептиками с целью предотвращения заражения
сероводородными бактериями, приводящими к образованию сероводорода в
нефти и воде.
889. Не допускается отвод пластовой воды на поля испарения, в
поверхностные водные источники, закачка в подземные горизонты,
приводящие к загрязнению подземных вод, а также слив жидкостей,
содержащих сероводород, с превышением ПДК, в систему канализации без
нейтрализации.
Пластовая вода с наличием сероводорода больше ПДК обрабатывается и
хранится в герметичных емкостях
890. Не допускается размещение на территории объектов нефтешламовых
амбаров, содержимое шламонакопителей подлежит переработке или
утилизации на специальных полигонах.
891. ООС для объектов разработки НГМ обеспечивается следующими
основными мероприятиями:
1) соблюдение безопасных расстояний и нормативов отвода земли;
2) прокладка коммуникаций с минимальным нарушением почвы;
3) локализация загрязнений непосредственно после их образования;
4) применение средств антикоррозионной защиты;
126
5) контроль герметичности и качества сварных соединений
физическими и радиографическими методами;
6) организация учета расходуемой и возвращаемой воды;
7) отбор проб воздуха, воды и почвы;
8) установление санитарно-защитных зон;
9) строительство очистных сооружений;
10) рекультивация земли и благоустройство производственной
территории.
892. С целью защиты почвы от ветровой и водной эрозии организацией
предусматривается:
1) уплотнение и планировка грунта при засыпке траншей после
укладки трубопроводов;
2) организованный отвод поверхностных вод с территории площадок;
3) устройство береговых сооружений на переходах трубопроводов
через водные преграды.
893. Для защиты от загрязнения поверхности земли и водоемов
предусматривается:
1) герметизированная схема сбора и транспорта углеводородов
исключающая при нормальном технологическом режиме опасность
загрязнения окружающей среды и попадания продукции нефтяных и газовых
скважин в водоемы;
2) обвалование площадок устьев скважин и резервуаров с целью
локализации загрязнений при авариях;
3) размещение технологического оборудования на площадках, с
твердым покрытием и отводом технологической жидкости, метеоосадков
4) организация зон санитарной охраны источников водоснабжения и
водопроводных сооружений;
5) устройство
противофильтрационных
экранов
для
прудовнакопителей, прудов-испарителей и других аналогичных объектов;
6) сбор и отвод загрязненных стоков при ремонте скважин с
применением инвентарных поддонов и емкостей для утилизации.
127
Приложение 1
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
ПЕРЕЧЕНЬ
нормативных правовых актов, документов и стандартов
применяемых при проведении нефтяных операций в Республике Казахстан
1. Законодательные акты Республики Казахстан
1. Закон Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года №314-ІІ «О промышленной безопасности
на опасных производственных объектах».
2. Закон Республики Казахстан от 28 июня 1995 года № 2350 «О нефти».
3. Трудовой кодекс Республики Казахстан от 15 мая 2007 года №251-III ЗРК.
4. Закон Республики Казахстан от 5 июля 1996 года № 19-І «О чрезвычайных ситуациях
природного и техногенного характера».
5. Закон Республики Казахстан от 22 ноября 1996 года №48-І «О пожарной безопасности».
6. Закон Республики Казахстан от 27 января 1996 года №2828 «О недрах и недропользовании».
7. Закон Республики Казахстан от 9 ноября 2004 года №603-II «О Техническом регулировании».
8. Закон Республики Казахстан от 11 января 2007 года №214-III «О лицензирова-нии».
9. Закон Республики Казахстан от 27 марта 1997 года №87-1 «Об аварийно-спасательных
службах и статусе спасателей».
10. Закон Республики Казахстан от 27 июля 2007 г. №305- III «О безопасности машин и
оборудования»;
11. Закон Республики Казахстан от 07 июля 2006 года №175- ІІІ «Об особо охраняемых
природных территориях».
12. Земельный кодекс Республики Казахстан от 20 июня 2003 года №442-ІІ ЗРК.
13. Водный кодекс Республики Казахстан от 9 июля 2003 года №481-II ЗРК.
14. Экологический кодекс РК от 9 января 2007 г. №212–III ЗРК.
15. Закон Республики Казахстан от 4 декабря 2002 года №361-II «О санитарном
эпидемиологическом благополучии населения».
16. Закон Республики Казахстан от 7 июня 2000 года №53-II «Об обеспечении единства
измерений».
17. Закон Республики Казахстан от 7 июля 2004 года №580-II «Об обязательном страховании
гражданско-правовой ответственности владельцев объектов, деятельность которых связана с
опасностью причинения вреда третьим лицам».
18. Закон Республики Казахстан от 7 февраля 2005 года №30-III «Об обязательном страховании
гражданско-правовой ответственности работодателя за причинение вреда жизни и здоровью
работника при исполнении им трудовых (служебных) обязанностей».
2. Постановления Правительства РК
19. Постановление Правительства РК от 16 апреля 2003 года № 363 «Уровень защищённости
объектов и территорий от чрезвычайных ситуаций».
20. Постановление Правительства РК от 14 января 1997 года № 64 «О работе по дальнейшему
совершенствованию подзаконных актов».
21. Постановление Правительства РК от 12 марта 2008 года №245 «Об утверждении перечня
наилучших доступных технологий».
3. Основные Международные Конвенции и Межгосударственные
соглашения по нефтяным операциям
22. Конвенция о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния (Женева, 30 ноября
1979 г.), утвержденная ЗРК от 23.10.2000г. № 89-II.
128
23. Конвенция о трансграничном воздействии промышленных аварий (Хельсинки, 17 марта 1992
г.), утвержденная ЗРК от 23.10.2000г. №91-II.
24. Конвенция по охране и использованию трансграничных водотоков и международных озер
(Хельсинки, 17 марта 1992 г.), утвержденная ЗРК от 23.10.2000г. №94-II.
25. О ратификации Конвенции об инспекции труда в промышленности и торговле, утвержденная
ЗРК 07.05.2001г. №194-11.
26. О ратификации Конвенции Международной организации труда (МОТ) 1977 года №148 О
защите трудящихся от профессионального риска, вызываемого загрязнения воздуха, шумом и
вибрацией на рабочих местах, утвержденная ЗРК 26.03.1996 г. №10-1.
27. О ратификации Конвенции Международной организации труда (МОТ) 1981 года №155 О
безопасности и гигиене труда и производственной среде, утвержденная ЗРК 13.06.1996 г. №71.
28. Конвенция об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте,
утвержденная ЗРК 21.10.2000 г. № 86-II.
29. Концепция экологической безопасности Республики Казахстан
на 2004-2015 годы,
утвержденная Указом ПРК от 03.12.2003 г. №1241.
30. Соглашение о взаимодействии в области предупреждения и ликвидации последствий
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (Минск, 22 января 1993 г.).
31. Рамочное соглашение об институциональных основах создания межгосудар-ственной
системы транспортировки нефти и газа утвержденное ЗРК от 26.03.2003 №396-II.
32. Соглашение о сотрудничестве в области обеспечения промышленной безопасности на
опасных производственных объектах (Москва, 28 сентября 2001г.).
33. Соглашение о порядке разработки и соблюдении согласованных норм и требований по охране
труда и взаимопоставляемой продукции (Москва, 12 апреля 1996г.).
4. Нормативные документы по промышленной и
пожарной безопасности, охране труда
34. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан
(ЕПР), утверждены постановлением Правительства РК №745 от 18.07.1996г.
35. Единые правила охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в
Республике Казахстан» (ЕПОН), утверждены постановлением Правительства РК №1019 от
21.07.1996г.
36. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП), утверждены
Госгортехнадзором РК №34 от 17.11.1994 г.
37. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых
и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан (ЕТП), утверждены МГ и ОН РК,
МНГП РК 1994 г., согласованы Госгортехнадзором РК №27 от 25.08.1994 г.
38. Правила безопасности при проведении нефтяных операций на море и внутренних водоёмах
Республики Казахстан (ПБ МНО), утверждены приказом МЭИ и Т РК от 09.09.1999 г. №185,
согласованы АЧС РК, МПР и ООС РК.
39. Технические правила строительства сооружений при проведении нефтяных операций на море
и внутренних водоёмах Республики Казахстан (ТП МНО), утверждены приказом МЭИ и Т
РК от 09.09.1999 г. №185, согласованы АЧС РК, МПР и ООС РК.
40. Правила промышленной безопасности при закачке углеводородных газов в продуктивные
пласты месторождений углеводородов РК (ПБ ЗУГ), утверждены приказом Министра
энергетики и минеральных ресурсов РК № 177 от 25.10.2003 г., согласованы Председателем
Агентства РК по ЧС 05.10.2003 г.
41. Технологические правила при закачке углеводородных газов в продуктивные пласты
месторождений углеводородов РК (ТП ЗУГ), утверждены приказом МЭ и МР РК №178 от
25.10.2003 г., согласованы Председателем Агентства РК по ЧС 05.10.2003 г.
42. Правила пожарной безопасности в Республики Казахстан (ППБ РК-2006), утверждены
приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 08.02.2006 г. №35.
43. Правила пожарной безопасности в нефтегазодобывающей промышленности (ППБС РК-1098), утверждены приказом Министерства энергетики, индустрии и торговли Республики
Казахстан от 06.04.1998 г. №62.
129
44. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения
РК, ППБС 02-95 (РД-112-РК-004-95).
45. Правила пожарной безопасности при производстве строительно-монтажных и огневых работ
ППБС-01-94 от 14.04.1994 г.
46. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
(ПУБЭС), утверждены Госгортехнадзором РК от 21.04.1994 г.
47. Правила безопасности в газовом хозяйстве (ПБГХ), утверждены Госгортехнадзором РК
15.04.1993 г.,
48. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и
сжиженных газов (ПУГ-69);
49. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем (ПУБЭФС), утверждены
Госгортехнадзором РК от27.09.1993 г., №33;
50. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов, (ПУБЭК),
утверждены Госгортехнадзором РК от 21.04.1994 г.
51. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПУБЭ ПВК),
утверждены Госгортехнадзором РК от 21.04.1994 г. №13-IV.
52. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов, с давлением пара не более
0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева
воды 388 К (115оС) (ПБ ПВК), утверждены Госгортехнадзором РК от 25.10.1996 г.
53. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок (ПБ
ЭСК), утверждены Госгортехнадзором РК от 25.10.1996 г.
54. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды
(ПУБЭТ), утверждены Госгортехнадзором РК от 21.04.1994 г. №13-IV.
55. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, ПТЭ.
56. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, ПТЭ.
57. Правила устройства электроустановок, ПУЭ.
58. Правила предоставления Декларации безопасности промышленного объекта, Республики
Казахстан (ППДБ), утверждены постановлением Правительства РК от 19.05.2000 №764.
59. Правила разработки декларации безопасности промышленного объекта (ПРДБ), утверждены
приказом АЧС РК от 13.06.2001 г. №113.
60. Правила проведения экспертизы Декларации безопасности промышленного объекта
(ППЭДБ), от 19.05.2000 г. №764, утверждены приказом АЧС РК от 13.06.2001 №113.
61. Правила охраны магистральных трубопроводов (ПОМТ), утверждены Министерством
нефтяной и газовой промышленности РК от 19.10.1994 г.
62. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (ПР РК 51.3-003-2004),
утверждены Приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК от 20.11.2003 г.
№231.
63. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПР РК 51.3-004-2004),
утверждены приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК от 20.11.2003 г.
№231.
64. Правила технической
эксплуатации
газораспределительных станций магистральных
газопроводов (ПР РК 51.3-004-2004), утверждены приказом Министерства энергетики и
минеральных ресурсов РК от 20.11.2003 г. №231.
65. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов (ОСТ 153-39-0142005), утверждены приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК от
12.05.2005 г. №146.
66. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов (ОСТ 15339-015-2005), утверждены приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК от
12.05.2005 №146.
67. Организация безопасного проведения газоопасных работ (ОСТ 153-39-016-2005), утвержден
приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК от 10.05.2005 №143.
68. Правила проведения проверки знаний по вопросам безопасности и охране труда у
руководителей и лиц, ответственных за обеспечение безопасности и охраны труда в
организациях, утверждены приказом Министерства труда и социальной защиты населения РК
от 27.12 2004 г. №312-п.
130
69. Правила организации обучения в области промышленной безопасности должностных лиц и
работников опасных производственных объектов (ПОПБ), утверждены приказом
Министерства по чрезвычайным ситуациям РК от 12.04.2005 №318.
70. Правила разработки и утверждения инструкций по безопасности и охране труда в
организации, утверждены приказом Министерства труда и социальной защиты населения РК
от 02.12.2004 г. №278-п.
71. Правила проведения аттестации производственных объектов по условиям труда, утверждены
Приказом Министерства труда и социальной защиты населения РК от 03.11.2004 г. №251-п.
72. Правила составления и выдачи актов государственных инспекторов труда в области
промышленной безопасности и охраны труда, утверждены Приказом Министерства труда и
социальной защиты населения РК от 19.11.2004 г.№266-п.
73. Положение о разработке, пересмотре и согласовании руководящих документов (РД-01-01393), утверждено постановлением Госгортехнадзора РК от 16.08.1993 №26.
74. Положение о порядке проверки знаний, правил норм и инструкций безопасности (РД-02-0294), утверждено постановлением Госгортехнадзором РК от 31.05.1994 г. №16.
75. Правила расследования и учета несчастных случаев и иных повреждений здоровья
работников, связанных с трудовой деятельностью, утверждены постановлением
Правительства РК от 03.03.2001 г. №326.
76. Правила установления полномочий, обязанностей, а также обязательного состава приемочной
и рабочей комиссий по приемке построенных объектов в эксплуатацию в Республике
Казахстан, утверждены постановлением Правительства РК от 15.10.2001 г. №1328.
77. Правил обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими
средствами индивидуальной и коллективной защиты, санитарно-бытовыми помещениями и
устройствами, за счет средств работодателя от 31.07.2007 №184;
78. Правила и нормы выдачи работникам молока и лечебно-профилактического питания, за счет
средств работодателя от 31.07.2007 №184
79. Санитарные эпидемиологические правила и нормы «Санитарно-эпидемиологические
требования к условиям труда и бытового обслуживания на объектах нефтедобывающей
промышленности», утверждены приказом Министерства здравоохранения РК от 29.06.2005 г.
№305.
80. Санитарные нормы и правила проектирования производственных объектов (СНП №1.01.00194).
81. Санитарные правила организации технологических процессов и гигиенические требования к
производственному оборудованию, (СНП №1.01.002-94);
82. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны, (СНП
№ 1.02.011-94).
83. Перечень веществ, продуктов, производственных процессов и бытовых факторов,
канцерогенных для человека, (СНП №1.02.005-94).
84. Санитарные нормы микроклимата производственных помещений, (СНП №1.02.006-94).
85. Санитарные нормы допустимых уровней шума на рабочих местах, (СНП №1.02.007-94).
86. Санитарные нормы вибрации рабочих мест, (СНП №1.02.012-94).
87. Санитарные правила для нефтяной промышленности (СНП № 01.06.061-94).
88. СанПиН МЗ РК от 18 августа 2004 г. №629 «Санитарно-эпидемиологические требования к
охране атмосферного воздуха»;
89. СанПиН МЗ РК от 03декабря 2004 г. №841 «Предельно допустимые концентрации и
ориентировочные безопасные уровни вредных веществ в воздухе рабочей зоны»;
90. СанПин МЗ РК от 08 июля 2005 г. №334 «Санитарно-эпидемиологические требования к
проектированию производственных объектов»;
91. СанПиН МЗ РК от 09 марта 2005г. №101 «Санитарно-эпидемиологические требования к
проектированию к обеспечению радиационной безопасности объектов нефтегазового
комплекса»;
92. СанПиН МЗ РК от 29 июня 2005 года №305 «Санитарно-эпидемиологические требования к
условиям труда и бытового обслуживания на объектах нефтедобывающей
промышленности»;
93. СанПиН МЗ РК от 7 июля 2005 года «Санитарно-эпидемиологические требования к
содержанию и эксплуатации плавучих буровых установок
131
94. СанПиН МЗ РК от 12 марта 2004 г. №243 Перечень вредных производственных факторов,
профессий, при которых обязательных предварительные и периодические медицинские
осмотры. Инструкция по проведению обязательных предварительных и периодических
медицинских осмотров работников, подвергающихся воздействию вредных, опасных и
неблагоприятных производственных факторов и определению профессиональной
пригодности
95. СанПиН МЗ РК от 11 февраля 2005 г. №48 Список профессий, требующих предсменного
медицинского освидетельствования
96. СанПиН МЗ РК от 14 июля 2005 г. №355 «Санитарно-эпидемиологические требования к
воздуху производственных помещений»
97. СанПиН МЗ РК от 18 августа 2004 г. №632 Санитарно-эпидемиологические требования к
условиям труда женщин
98. СанПиН МЗ РК от 29 июня 2005 г. №310Санитарно-эпидемиологические требования к
условиям работы с источниками вибрации
99. СанПиН МЗ РК от 24 марта 2005 г. №139 Гигиенические нормативы уровней шума на
рабочих местах
100. СанПиН МЗ РК от 24 августа 2005 г. №134 Санитарно-эпидемиологические требования к
содержанию территории населенных мест»
101. СанПиН МЗ РК от 18 февраля 2005 г. №63 Санитарно-эпидемиологические требования к
содержанию зон санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов
хозяйственно-питьевого назначения
102. СанПиН МЗ РК от 28 июня 2004 г. №506 Санитарно-эпидемиологические требования по
охране поверхностных вод от загрязнения
103. СанПиН МЗ РК от 28 июня 2004 г. №506 Санитарно-эпидемиологические требования к
содержанию и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения
104. СанПиН МЗ РК от 9 марта 2005 г. №101 Санитарно-эпидемиологические требования к
содержанию и эксплуатации автозаправочных станций
105. СанПиН МЗ РК от 29 июня 2005 г.№311Санитарно-эпидемиологические требования по
обеспечению радиационной безопасности объектов нефтегазового комплекса
106. Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных
месторождений, содержащих сероводород, Инструкция по безопасному ведению работ при
разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким
содержанием сероводорода.
107. Список производств, профессий на тяжелых физических работах и работах с вредными
(особо вредными), опасными (особо опасными) условиями труда, на которых
запрещается применение труда женщин, утвержден Приказом и.о. Министра труда и
социальной защиты населения РК от 15.02.2005г. №44-п.
108. Список производств, профессий на тяжелых физических работах и работах с вредными
(особо вредными), опасными (особо опасными) условиями труда, на которых запрещается
применение труда лиц, не достигших восемнадцати лет, утвержден Приказом и.о. Министра
труда и социальной защиты населения РК от 15.02.2005г. №45-п.
109. Инструкция по проведению обязательных предварительных и периодических медицинских
осмотров работников, подвергающихся воздействию вредных, опасных и неблагоприятных
производственных факторов и определению профессиональной пригодности, утверждена
Приказом Министерства здравоохранения РК от 12.03.2004г. №243.
110. Список профессий, требующих предсменного медицинского освидетельствования,
утвержден Приказом Министра здравоохранения РК от 11.02.2005г. №48.
111. СНиП РК 1.02-01-2007 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и
составе проектной документации на строительство
112. СНиП РК 1.02-18-2004 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения.
113. СН РК 1.02-17-2003 Указания по проектированию предприятий (объектов), сооружаемых на
базе комплектного импортного оборудования и оборудования, изготовленного по
лицензиям международных и национальных органов.
114. СНиП РК 1.03-03-2001 Положение об авторском надзоре разработчиков проектов за
строительством предприятий, зданий, и сооружений и их капитальным ремонтом.
115. СНиП РК 1.03-05-2001 Охрана труда и техника безопасности в строительстве.
116. СНиП 3.04.03-85 Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии.
132
117.
118.
119.
120.
121.
122.
123.
124.
125.
126.
127.
128.
129.
130.
131.
132.
133.
134.
135.
136.
137.
138.
139.
140.
141.
142.
143.
144.
145.
146.
147.
148.
149.
150.
151.
152.
СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.
СНиП РК 2.02-05-2002 Пожарная безопасность зданий и сооружений.
СНиП РК 2.02-15-2003 Пожарная автоматика зданий и сооружений.
СН РК 2.02-11-2002 Нормы оборудования зданий, помещений и сооружений системами
автоматической пожарной сигнализации, автоматическими установками пожаротушения и
оповещения людей о пожаре.
СП РК 2.02-18-2005 Инструкция по проектированию систем аварийного освещения в
зданиях и сооружениях.
РНТП 01-94 Определение категорий помещений, зданий и сооружений по взрывопожарной
и пожарной опасности.
СНиП РК 2.04-01-2001* Строительная климатология.
СНиП РК 2.03.30-2006 Строительство в сейсмических районах. Нормы проектиро-вания.
СНиП РК 2.04-05-2002* Естественное и искусственное освещение.
СНиП РК 2.04-09-2002 Защитные сооружения гражданской обороны.
СН РК 2.04-29-2005 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.
СНиП II -89-80* Генеральные планы промышленных предприятий.
СНиП III -10-75 Благоустройство территорий.
СНиП 2.09.02-85* Производственные здания.
СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий.
СН РК 3.02-15-2003 Нормы технологического проектирования. Склады нефти и
нефтепродуктов.
СН 459-74 Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин.
СНиП РК 3.03-09-2003 Автомобильные дороги.
СН РК 3.05-24-2004 Инструкция по проектированию, изготовлению и монтажу
вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
СНиП 3.05.04-85* Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации.
СНиП РК 4.01-02-2001 Водоснабжение, Наружные сети и сооружения.
СНиП 3.05.07-85* Системы автоматизации.
СНиП РК 4.02-42-2006 Отопление, вентиляция и кондиционирование.
СНиП РК 4.02-08-2003 Котельные установки.
МСН 4.03-01-2003 Газораспределительные системы.
СНиП 4.04-10-2002 Электротехнические устройства.
СНиП РК 3.05-09-2002 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.
ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка
полости и испытание.
СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения.
СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети.
МСН 2.04-02-2004 Тепловая защита зданий.
МСН 4.02-03-2004 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов
СН 527-80 Инструкция по проектированию технологических стальных трубо-проводов.
СН 550-82 Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из
пластмассовых труб. СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству, и
реконструкции промысловых нефтегазопроводов
ВСН 003-88 Строительство и проектирование трубопроводов из пластмассовых труб.
ВСН 51-3-85 / ВСН 51.2.38-85 Проектирование промысловых стальных трубопроводов.
Нормы технологического проектирования объектов сбора
ВНТП 03-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта,
подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.
5. Стандарты
153.
154.
155.
156.
157.
ГОСТ 12.0.002-80 ССБТ. Термины и определения.
ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы.
ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.
ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические
требования.
133
158.
159.
160.
161.
162.
163.
164.
165.
166.
167.
168.
169.
170.
171.
172.
173.
174.
175.
176.
177.
178.
179.
180.
181.
182.
183.
184.
185.
186.
187.
188.
189.
190.
191.
192.
193.
ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требова-ния.
ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.011-78 ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытания.
ГОСТ 12.1.012-78 ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номен-клатура видов
защиты.
ГОСТ 12.1.029-80 ССБТ. Средства и методы защиты от шума. Классификация.
ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.
ГОСТ 12.1.033-81 ССБТ. Пожарная безопасность. Термины и определения.
ГОСТ 12.1.044-84 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура
показателей и методы их определения.
ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное.
Общие требования
безопасности.
ГОСТ 12.2.061-81 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования к рабочим
местам.
ГОСТ 12.2.062-81* ССБТ. Оборудование производственное. Ограждения защитные.
ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Производственные процессы. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.2.115-86 ССБТ. Оборудование противовыбросовое. Требования безопасности.
ГОСТ 13862-90 Типовые схемы, Основные параметры и технические требования к
конструкции.
ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные
параметры и технические требования к конструкции.
ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое.
ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические
условия.
ГОСТ 27540-87 Сигнализаторы горючих газов и паров термохимические. Общие
технические условия.
ГОСТ 2.601-95 Эксплуатационные документы.
ГОСТ 2.114-95 Технические условия.
ГОСТ 15.001-88 Продукция производственно-технического назначения.
ГОСТ 9965-79 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия.
ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и хозяйствен-ного бытового
назначения.
ГОСТ 25812-83 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от
коррозии.
ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов АСУ. Автоматизированные системы
управления. Общие требования.
РД 39-0137095-001-86
Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобы-вающих
производств. Объекты и объемы автоматизации. Основные положения.
РД БТ 39-0147171-003-88 Требования к установке датчиков стационарных
газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках
предприятий нефтяной и газовой промышленности.
СТ РК 1.12-2000 Документы нормативные текстовые. Общие требования к построению,
изложению, оформлению и содержанию.
СТ РК 1.30-2002 Общие правила по разработке и применению технических регламентов.
СТ РК 3.19-2001 Порядок сертификации нефтегазопромыслового оборудования.
СТ РК 1.9-2003 Порядок применения международных, региональных и национальных
стандартов и нормативных документов по стандартизации, метрологии, сертификации и
аккредитации.
СТ РК 3.9-2004 Подтверждение соответствия импортируемой продукции. Общие
положения.
СТ РК 1.14-2004 Стандарты организаций. Виды и порядок разработки.
СТ РК ИСО 9001-2001 Система менеджмента качества. Требования.
СТ РК 1174-2003 Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды, размещение и
обслуживание.
СТ РК ГОСТ Р 12.4.026-2002 Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная.
Общие технические условия и порядок применения
134
194. АРI RP 55-1995 Рекомендованные правила технической эксплуатации в сероводородной
среде для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих предприятий, (ИУС РК, рег.
№022/0318 от 16.10.2003 г.).
195. NACE MRO 175-2005 Устойчивые к растрескиванию под действием напряжений в
сульфидосодержащей
среде
металлические
материалы,
предназначенные
для
нефтепромыслового оборудования, (ИУС РК рег. №22/10241 от 23.04.2003 г.).
196. СТ РК ИСО 10423-2004 Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное
оборудование. Устьевое оборудование и фонтанная арматура.
197. ISO 13623 Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные транспортные системы
(ИУС РК, рег. №022/332).
Нормативные документы по охране окружающей среды
198. Национальный план по предупреждению нефтяных разливов и реагированию на них в море
и внутренних водоёмах Республики Казахстан, утвержден постановлением Правительства
РК от 06.05.2000 г. №676.
199. Инструкция по соблюдению норм экологической безопасности при проектировании и
проведении нефтяных операций в акватории и прибрежных зонах морей и внутренних
водоёмах Республики Казахстан, утверждена совместным приказом МЭ и МР РК от
09.07.1999 г. № 187 и МПР и ООС РК от 09.07.1999 г. №182-II.
200. Специальные экологические требования в государственной заповедной зоне в северной
части Каспийского моря, утверждены постановлением Правительства РК от 31.07.1999 г.
№1087.
201. Правила организации производственного контроля в области охраны окружающей среды,
утверждены Министерством ПР и ООС от 11.03.2001 г. №50-п.
202. Перечень мероприятий по охране окружающей среды, утвержден приказом МПР и ООС
РК от 27.09.2005 г. №273.
203. Инструкция по нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу,
утверждена приказом МПР и ООС РК от 21.12.2000 г. №516-п.
204. Инструкция по нормированию выбросов загрязняющих веществ в водные объекты
Республики Казахстан, утверждена приказом МПР и ООС РК от 21.12.2000 г. №516-п.
205. Инструкция по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу,
утверждена приказ МПР и ООС РК от 21.12.2000 г. №516-п.
206. ГОСТ 17.1.3.12-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от
загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.
207. Правила ведения мониторинга программ, проектов и мероприятий, связанных с охраной
и воздействием на окружающую среду, утверждены приказом Министерства ООС РК от
24.08.1999г. №221-п.
208. Инструкция по согласованию и утверждению проектов нормативов предельнодопустимых выбросов (ПДВ) и предельно-допустимых сбросов (ПДС), утверждена
приказом Министерства ООС РК от 21.03.2002 г. №83-п.
209. Инструкция по контролю за работой очистных сооружений и отведением сточных вод,
утверждена приказом Министерства ООС РК от 14.04.2005 г. №129-п.
135
Приложение 2
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Обозначения и сокращения
НГМ
ГК ЧС ПБ
НД
СИЗСИЗ ОД
СКЗ
ПЛВА
ГО и ЧС
КИП и А
ОВПФ
ПДК
ПДВК
АСУ ТП
СанПиН
ЛЭП
ЭХЗ
УП
НКТ
АГЗУ
ЗПУ
УПС
СУ
ДНС
ЦПС
УПН
ТНГ
ВУС
ППР
СЗЗ
ПУНГ
ННС
УПГ
ГКС
ФС
ПСС
БКНС
КНС
БНМ
ВРП
ЛВЖ
ГЖ
СУГ
РВС
ООС
АСС
ПР
ОПИ
- нефтегазовое месторождение
- органы государственного контроля за чрезвычайными ситуациями и
промышленной безопасностью
- нормативный документ
- средства индивидуальной защиты
- средства индивидуальной защиты органов дыхания
- средства коллективной защиты
- план ликвидации возможных аварий
- гражданская оборона и чрезвычайные ситуации
- контрольно измерительные приборы и автоматики
- опасные и вредные производственные факторы
- предельно допустимая концентрация
- предельная допустимая вредная концентрация
- автоматизированная система управления технологическим процессом
- санитарно-гигиенические правила и нормы
- линия электропередач
- электрохимическая защита
- устьевая площадка
- насосно- компрессорные трубы
- автоматизированная групповая замерная установка
- замерно-переключающая установка
- установка предварительного сброса пластовых вод
- сепарационная установка
- дожимная насосная станция
- центральный пункт сбора
- установка подготовки нефти
- трубопроводы нефти и газа
- вспомогательные устройства и сооружения
- планово- предупредительный ремонт
- санитарно-защитная зона
- приборы учета нефти и газа
- нефтенасосная станция
-установка подготовки газа
- газокомпрессорная станция
- факельная система
- производственная связь и сигнализация
- блочная кустовая насосная станция
- кустовая насосная станция
- блок напорного манифольда
- водораспределительный пункт
- легко воспламеняющаяся жидкость
- горючая жидкость
- сжиженный углеводородный газ
- резервуар вертикальный стальной
- охрана окружающей среды
- аварийно-спасательная служба
- план работ
- очистка полости испытания
136
Приложение 3
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
НОРМАТИВЫ
определения необходимого
количества первичных средств пожаротушения
(по данным ППБ РК -2006)
1. При определении видов и необходимых средств пожаротушения следует учитывать физикохимические и пожароопасные свойства горючих веществ, их отношение к огнетушащим веществам, а
также площадь производственных помещений, открытых площадок и установок.
2. Асбестовые полотна, грубошерстные ткани и войлок размером не менее 1 х 1 м предназначены
для тушения небольших очагов при воспламенении веществ, горение которых не может происходить
без доступа воздуха. В местах применения и хранения ЛВЖ и ГЖ размеры полотен могут быть
увеличены (2 х 1,5; 2 х 2 м).
3. В соответствии с СТ РК 1174-2003 бочки для хранения воды должны иметь объем не менее 0,2
3
м и комплектоваться ведрами. Ящики для песка должны иметь объем 0,5; 1,0 и 3 м3 и
комплектоваться совковой лопатой.
4. Емкости для песка, входящие в конструкцию пожарного стенда, должны быть вместимостью
не менее 0,1 м3. Конструкция ящика должна обеспечивать удобство извлечения песка и исключать
попадание осадков.
5. Комплектование технологического оборудования огнетушителями осуществляется согласно
требованиям технических условий (паспортов) на это оборудование или соответствующим правилам
пожарной безопасности.
6. Комплектование импортного оборудования огнетушителями производится согласно условиям
договора на его поставку.
7. Выбор типа и расчет необходимого количества огнетушителей рекомендуется производить на
основе данных, изложенных в таблицах 1 и 2 в зависимости от их огнетушащей способности,
предельной площади, класса пожара горючих веществ и материалов в защищаемом помещении:
класс А - пожары твердых веществ, в основном органического происхождения, горение которых
сопровождается тлением (древесина, текстиль, бумага);
класс В - пожары горючих жидкостей или плавящихся твердых веществ;
класс С - пожары газов;
класс D - пожары металлов и их сплавов;
класс Е - пожары, связанные с горением электроустановок.
Выбор типа огнетушителя (передвижной или ручной) обусловлен размерами возможных очагов
пожара.
При значительных размерах рекомендуется использовать передвижные огнетушители.
8. Выбирая огнетушитель с соответствующим температурным пределом использования,
необходимо учитывать климатические условия эксплуатации зданий и сооружений.
9. Если возможны комбинированные очаги пожара, то предпочтение при выборе огнетушителя
отдается более универсальному по области применения.
10. Для предельной площади помещений разных категорий (максимальной площади,
защищаемой одним или группой огнетушителей) необходимо предусматривать число огнетушителей
одного из типов, указанное в таблицах 1 и 2 перед знаком «++» или «+».
11. В общественных зданиях и сооружениях на каждом этаже должны размещаться не менее двух
ручных огнетушителей.
12. Помещения категории Д могут не оснащаться огнетушителями, если их площадь не
превышает 100 м2.
13. При наличии небольших помещений одной категории пожарной опасности количество
необходимых огнетушителей определяется согласно таблицы 1 и 2 с учетом суммарной площади
этих помещений.
14. Огнетушители, отправленные с предприятия на перезарядку, должны заменяться
соответствующим количеством заряженных огнетушителей.
137
15. При защите помещений ЭВМ, телефонных станций, музеев, архивов следует учитывать
специфику взаимодействия огнетушащих веществ с защищаемым оборудованием, изделиями,
материалами. Данные помещения рекомендуется оборудовать хладоновыми и углекислотными
огнетушителями с учетом предельно допустимой концентрации огнетушащих веществ.
16. Помещения, оборудованные автоматическими стационарными установками пожаротушения,
обеспечиваются огнетушителями на 50 %, исходя из их расчетного количества.
17. Расстояние от возможного очага пожара до места размещения огнетушителя не должно
превышать 20 м для общественных зданий и сооружений; 30 м для помещений категорий А, Б и В; 40
м для помещений категории Г; 70 метров для помещений категории Д.
18. Для размещения первичных средств пожаротушения в производственных зданиях и
территориях промышленных предприятий, как правило, должны устанавливаться пожарные щиты с
набором: порошковых огнетушителей - 2, углекислотных огнетушителей - 1, ящиков с песком - 1,
плотного полотна (войлок, брезент) - 1, ломов - 2, багров - 3, топоров - 2. На территориях
промышленных предприятий один пожарный щит определяется из расчета 5000 м2.
Рекомендации по оснащению помещений
ручными огнетушителями
Таблица 1
Категория
помещения
Предельная Класс
Пенные и
Порошковые
Хладоновые
защищаемая пожара
водные
огнетушители огнетушители,
площадь,
огнетушители вместимостью, вместимостью
кв.м
вместимостью,
л.
2 (3) л.
10 л.
2
5
10
1
2
3
4
5
6
7
8
А, Б, В
200
А
2++
2+ 1++
(горючие газы
В
4+
2+ 1++
4+
и жидкости
С
2+ 1++
4+
D
2+ 1++
(Е)
2+ 1++
В (кроме
400
А
2++
4+ 2++ 1+
горючих газов
D
2+ 1++
и жидкостей)
(Е)
- 2++ 1+
2+
Г
800
В
2+
- 2++ 1+
Г, Д
1800
Общественные
800
С
А
D
(Е)
А
Е
2++
4++
-
4+
4+
2+
8+
-
2++ 1+
2++ 1+
2+ 1++
2++ 1+
4++ 2+
4++ 2+
2+
4+
Углекислотные
огнетушители
вместимостью, л.
2
5(8)
9
10
2++
2+
4+
-
2++
-
4+
4+
2++
4
2++
Примечания:
1. Для тушения пожаров различных классов порошковые огнетушители должны иметь соответствующие
заряды: для класса А - порошок АВС(Е); для классов В, С и (Е) - ВС(Е) или АВС(Е) и класса Д - Д.
2. Знаком «+ +» обозначены рекомендуемые к оснащению огнетушители, знаком «+» - огнетушители,
применение которых допускается при отсутствии рекомендуемых и при соответствующем обосновании, знаком
«-» - огнетушители, которые не допускаются для оснащения данных объектов.
3. СНиП РК 4.01-02-2001 «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения» в таблице 8 указана также
категория помещений Е для электроустановок, комплектацию которых рекомендуется принимать аналогично
помещений категории А, при наличии трансформаторного масла.
138
Рекомендации по оснащению помещений
передвижными огнетушителями
Категория
помещения
Предельная
защищаемая
площадь,
кв.м
Класс
пожара
Воздушнопенные
огнетушители
вместимостью,
100 л.
Комбинированные
огнетушители
вместимостью
(пена, порошок)
100 л.
Порошковые
огнетушители
вместимостью
100 л.
А, Б, В
(горючие
газы и
жидкости)
500
А
1++
1++
1++
Углекислотные
огнетушители
вместимостью,
л.
25
80
3+
В (кроме
горючих
газов и
жидкостей), Д
800
В
С
D
(Е)
А
2+
1++
1++
1+
1+
1++
1++
1++
1++
1+
1++
2+
4+
3+
3+
1++
2+
В
С
D
(Е)
2+
-
1++
1+
-
1++
1++
1++
1+
1++
3+
3+
1+
Примечания:
1. Для тушения пожаров различных классов порошковые огнетушители должны иметь
соответствующие заряды: для класса А - порошок АВС(Е); для классов В, С и (Е) - ВС(Е) или АВС(Е)
и класса Д - Д.
2. Знаком «+ +» обозначены рекомендуемые к оснащению огнетушители, знаком «+» огнетушители, применение которых допускается при отсутствии рекомендуемых и при
соответствующем обосновании, знаком «-» - огнетушители, которые не допускаются для оснащения
данных объектов.
139
Приложение 4
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Объединение _____________
Предприятие (Цех)
_________________________
Утвержден*
__________________________
должность, Ф.И.О.
__________________________
Подпись
«____» __________ 20___г.
НАРЯД-ДОПУСК
на выполнение работ повышенной опасности
(по форме ППБ РК -2006 )
1. Выдан (кому)
_______________________________________________________________________________
должность руководителя работ
_______________________________________________________________________________
(ответственного за проведение работ) Ф.И.О., дата
2. На выполнение работ
_______________________________________________________________________________
указывается характер и
_______________________________________________________________________________
содержание работы, опасные и вредные производственные факторы
3. Место проведения работ
_______________________________________________________________________________
отделение, участок, установка,
_______________________________________________________________________________
аппарат, выработка, помещение
4. Состав бригады исполнителей (в том числе дублеры, наблюдающие).
(При большом числе членов бригады ее состав и требуемые сведения приводятся в прилагаемом
списке с отметкой об этом в настоящем пункте).
№
п/п
Ф.И.О.
1
2
1. Производитель
работ (ответственный,
старший исполнитель,
бригадир)
2.
Выполняемая
функция
3
Квалификация
(разряд, группа по
электробезопасности)
4
С условиями
работы ознакомлен,
инструктаж получил
Подпись
Дата
5
6
3.
_____________________
* Если этого требует нормативный документ, регламентирующий безопасное проведение работ.
140
5. Планируемое время проведения работ:
Начало _____ время ______ дата
Окончание _____ время ______ дата
6. Меры по обеспечению безопасности
_______________________________________________________________________________
_______________________________________________________________________________
указываются организационные и технические меры безопасности,
_______________________________________________________________________________
осуществляемые при подготовке объекта к проведению работ
_______________________________________________________________________________
повышенной опасности, при их проведении, средства коллективной
_______________________________________________________________________________
и индивидуальной защиты, режим работы
7. Требуемые приложения
_______________________________________________________________________________
наименование схем, эскизов, анализов, ПР и т.п.
8. Особые условия
_______________________________________________________________________________
в т.ч. присутствие лиц надзора при проведении работ
9. Наряд выдал
_______________________________________________________________________________
должность, Ф.И.О., подпись выдавшего наряд, дата
10. Согласовано: со службами _______________________________________________________
противопожарной, АСС
название службы, Ф.И.О.
(техники безопасности,
__________________________________
механической,
ответственного, подпись, дата
энергетической и др.
__________________________________
при необходимости)
с взаимосвязанными
цехами, участками,
__________________________________
владельцем ЛЭП и др.
цех, участок, Ф.И.О.
__________________________________
ответственного, подпись, дата
11. Объект к проведению работ подготовлен:
Ответственный за подготовку
_______________________________________________________________________________
должность, Ф.И.О., подпись, дата,
объекта _______________________________________________________________________________
время
Руководитель работ
_______________________________________________________________________________
должность, Ф.И.О., подпись, дата, время
12.К выполнению работ допускаю:
_______________________________________________________________________________
должность, Ф.И.О., подпись, дата, время
13. Отметка о ежедневном допуске к работе, окончании этапа работы
141
Дата
Время
(ч., мин)
Меры безопасности по п.6 выполнены
Начало работы
Окончание
Подпись
Подпись
Время
Подпись
допускающего
руководит.
(ч., мин)
руководит.
к работе
14. Наряд-допуск продлен до
_______________________________________________________________________________
дата, время, подпись
_______________________________________________________________________________
продлившего наряд, Ф.И.О., должность
15. Продление наряда-допуска согласовано (в соответствии с п.10)
_______________________________________________________________________________
название службы, цеха, участка, др. должность ответственного,
_______________________________________________________________________________
Ф.И.О., подпись, дата
16. К выполнению работ на период продления допускаю
_______________________________________________________________________________
должность допускающего, Ф.И.О., подпись, дата, время
17. Изменения состава бригады исполнителей
Введен в состав бригады
Ф.И.О.
С условиями
работы
ознакомлен,
проинструктирован
(подпись)
Квалификация,
разряд,
Группа
Выполняемая
функция
Выведен из
состава бригады
Ф.И.О Дата, Выполнявремя
емая
функция
Руководитель
работ
(подпись)
18. Работа выполнена в полном объеме, рабочие места приведены в порядок, инструмент и
материалы убраны, люди выведены, наряд-допуск закрыт
_______________________________________________________________________________
_______________________________________________________________________________
руководитель работ, подпись, дата, время,
_______________________________________________________________________________
начальник смены (старший по смене) по месту проведения работ,
_______________________________________________________________________________
Ф.И.О., подпись, дата, время
142
Приложение 5
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Минимальные безопасные расстояния
объектов обустройства нефтяного
месторождения от зданий и сооружений
№
п/п
Объекты
1
2
Жилые
здания,
общежития,
вахтовые
поселки
3
Общест
венные
здания
Промышленные
и сельскохозяйственные
объекты
Магистральные
нефтегазопроводы
Линии
электро
передач
(ВЛ 6
кВ и
выше)
Электро
подстанции
(35/6/
110/35
кВ)
4
5
6
7
8
1
Устья нефтяных
скважин-фонтанных,
газлифтных,
оборудованных
насосами
300
500
100
СНиП
60
100
2
Устья нефтяных
скважин со станками –
качалками, устья
нагнетательных
скважин
150
250
50
СНиП
30
50
3
Здания и сооружения по
добыче нефти
300
500
100
СНиП
ПУЭ
80
4
Факел для сжигания
газа
300
500
100
600
60
100
5
Свеча сброса газа
300
500
100
30
30
30
Примечание: данные приведены согласно п. 6.11 таблицы 19 ВНТП 3-85.
143
Приложение 6
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Нормы освещенности
1
1.
2
Устья скважин, станки-качалки (при их обслуживании
в темное время суток)
3
Х
Освещенность
(лк) при общем
освещении
лампами
накаливания
4
30
2.
Места управления задвижками на территории
резервуарных парков, групповых установок и т.п.
XIIIа
30
3.
Территории
резервуарных
установок и т.п.
XIII
2
4.
5.
Места установки КИПиА
Места замеров уровня нефти в резервуарных парках*
IX
50
50
6.
Насосные станции
VI
50
7.
Компрессорные цеха
IV
75
8.
Нефтеналивные и сливные эстакады:
на поверхности пола
на горловине цистерны
Х
IX
30
50
№
п/п
9.
Разряд
работ
Наименование объекта
парков,
групповых
Автомобильные дороги, автостоянки и погрузочноразгрузочные площадки
8
Примечание: Данные приведены согласно Санитарно-эпидемиологическим правилам и нормам
«Санитарно-эпидемиологические требования к условиям труда и бытового обслуживания на объектах
нефтедобывающей промышленности», утв. приказом Министра здравоохранения РК от 29.06.2005 №305
144
Приложение 7
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Классификация сооружений и наружных установок объектов
разработки нефтегазовых месторождений
по взрывопожарной и пожарной опасности
(по данным ПБ НГП, ППБС 02-95, ПУЭ, ВНТП 01/87/04)
№№
п/п
1
Наименование зданий,
сооружения и наружных
установок
Категории
сооружений,
РНТП 01-94
Класс
взрывопожароопасных
зон, ПУЭ
2
3
4
Категория и
группа
взрывопожароопасной
смеси, ГОСТ
12.1.011
5
Примечание
6
I. СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗМЕЩАЕМЫЕ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
Устья нефтяных скважин
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
Замерные,
сепарационные
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
установки, в т.ч. узел распределения
потока
по
сепараторам, блок сепараторов,
узел предварительного отбора газа
(депульсатор),
выносной
каплеуловитель,
факел
для
аварийного
сжигания
газа,
емкость-сборник
3
Трубопроводы нефти и газа
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
4
Дожимные насосные станции, в
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
т.ч. блок предварительного отбора
газа,
блок
насосной,
блок
предварительного обезвоживания
и очистки пластовой воды, блок
аварийных емкостей, блоки замера
нефти, газа и воды, блок
компрессорной
воздуха
для
питания приборов КИПиА, блок
нагре-ва продукции скважин, блок
реагентного
хозяйства,
блок
закачки ингибиторов коррозии,
емкость дренажная подземная
II. СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА ЦПС
5
Центральный пункт сбора
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
6
Установка
предварительного
Д
П - III
Нормальная
проект
сброса пластовых вод
среда
1
2
3
4
5
6
7
Установка подготовки нефти
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
(УПН)
8
Резервуарные парки
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
9
Узлы учета нефти
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
10
Нефтенасосные станции
А
IIA-T3
проект
В-1а  В-1г
11
Установки подготовки газа
А
IIA-T1
проект
В-1а  В-1г
12
Компрессорные станции
А
IIA-T1
проект
В-1а  В-1г
13
Факельная система
А
IIA-T1
проект
В-1а  В-1г
1
2
145
Примечание :
1. Категория А (взрывопожароопасная) - горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости с
температурой вспышки не более 28С в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные
парогазовоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в
помещении, превышающее 5 кПа.
Вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом
воздуха или друг с другом в таком количестве, что расчетное избыточное давление взрыва в помещении
превышает 5 кПа.
Категория Д - негорючие вещества и материалы в холодном состоянии
2. Зоны класса B-Ia - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации
взрывоопасные смеси горючих газов (независимо от нижнего концентрационного предела воспламенения) или
паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей.
Зоны класса B-Iб - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации
взрывоопасные смеси горючих газов или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в
результате аварий или неисправностей и которые отличаются одной из следующих особенностей:
К классу В-Iб относятся также зоны лабораторных и других помещений, в которых горючие газы и ЛВЖ
имеются в небольших количествах, недостаточных для создания взрывоопасной смеси в объеме, превышающем
5% свободного объема помещения, и в которых работа с горючими газами и ЛВЖ производится без
применения открытого пламени. Эти зоны не относятся к взрывоопасным, если работа с горючими газами и
ЛВЖ производится в вытяжных шкафах или под вытяжными зонтами.
Зоны класса В-Iг - пространства у наружных установок: технологических установок, содержащих
горючие газы или ЛВЖ (за исключением наружных аммиачных компрессорных установок, выбор
электрооборудования для которых производится согласно 7.3.64 ПУЭ) надземных и подземных резервуаров с
ЛВЖ или горючими газами (газгольдеры), эстакад для слива и налива ЛВЖ, открытых нефтеловушек, прудовотстойников с плавающей нефтяной пленкой и т.п.
К зонам класса В-Ir также относятся: пространства у проемов за наружными ограждающими
конструкциями помещений со взрывоопасными зонами классов В-I, В-Ia и В-П (исключение - проемы окон с
заполнением стеклоблоками); пространства у наружных ограждающих конструкций, если на них расположены
устройства для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений со взрывоопасными зонами
любого класса или если они находятся в пределах наружной взрывоопасной зоны; пространства у
предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и технологических аппаратов с горючими газами и
ЛВЖ.
3. Категория и группа взрывопожароопасной смеси,
IIA-T1 – пропан, этан, углеводороды
ПА – Т3 – нефть
146
Сопоставимость классов взрывоопасных зон
№
п/п
1
Класс и характеристика
взрывоопасной зоны по ПУЭ
2
Класс и характеристика взрывоопасной зоны
настоящих Правил к зарубежным стандартам
3
1
В-1
Пространство закрытых помещений
при установленных в них открытых
технических устройствах, аппаратах,
емкостях
Зона 0
Пространство, в котором постоянно или в течение длительного времени присутствует взрывоопасная смесь
2
В-1а
Пространство закрытых помещений
при установленных в них закрытых
технических устройствах, аппаратах,
емкостях
Зона 1
Пространство, в котором возможно присутствие взрывоопасной смеси при нормальных эксплуатационных условиях
3
В-1а
Открытые пространства вокруг
открытых технических устройств,
аппаратов, емкостей (граница зон
этого и других классов оговаривается
особо)
Зона 1
Пространство, в котором возможно присутствие
взрывоопас-ной смеси при нормальных эксплуатационных
условиях
4
В-1г
Открытые пространства вокруг
закрытых технических устройств,
аппаратов, емкостей
Зона 2
Пространство, в котором маловероятно появление
взрыво-опасной смеси, а в случае ее появления она
существует только в течение короткого периода времени
Примечание. Любые закрытые помещения, имеющие сообщение с взрывоопасными зонами классов О
и 1 (двери, окна, вентиляционные отверстия и т. п.), считаются взрывоопасными. Класс их взрывоопасности
соответствует классу взрывоопасности сообщающейся зоны.
147
Приложение 8
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ,
ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ И ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ
Наименование
вещества
Плотность Плотность
кг/м3
по воздуху
1 Аммиак
681,4
2 Ацетон
790,8
3 Бензин топливный
722-790,8
4 Бензол
879,0
5 Бутан
2,672
6 Гексан
659,35
7 Дихлорэтан
1253,0
8 Изобутан
2,672
9 Изопентан
619,67
10 Керосин
792,0
11 Ксилол
855,0
12 Меркаптаны
13 Метан
0,71
14 Метиловый спирт
795,0
15Нефть (фракция до
180°С)
16 Окись углерода
1,25
17 Пропан
500,5
18 Пентан
626,17
19 Пропиловый спирт
804,4
20 Сероводород
1,539
21 Сероводород с
углеводородами С1-С5
22 Сероуглерод
11263,0
23 Сернистый
2,93
ангидрит
24 Этан
1,35
25 Этилен
1,2594
26 Этиловый спирт
789,2
Примечание –
0,59
2,00
3,28-3,65
2,7
2,06
3,00
3,4
2,06
2,50
4,15
3,66
ПДК
мг/м3,
рабочей
зоны
0,55
1,11
3,50
20
200
100
5
300
300
10
300
300
300
50
0,8
300
5
300
0,967
1,56
2,50
2,10
1,19
-
1
300
10
10
3
2,6
2,26
10/3
1,05
0,97
1,60
300
100
1000
ПДК, мг/м3
населенных
мест
Максим.
0,2
0,35
0,05-5
0,3
200,0
60,0
3,0
15,0
0,2
9×10-6
03-06
100
0,3
0,008
0,03
0,03
3,0
Пределы
Класс
воспламенения по
опасности
объему, в %
нижний
верхний
17
28
IV
2,20
13,0
IV
0,76-1,48
5,03-8,12
IV
1,40
7,1
II
1,80
9,1
IV
1,20
7,5
IV
6,20
16,0
II
1,80
38,0
IV
1,30
28,0
IV
1,40
7,5
IV
1,00
6,0
III
II
5,00
15,0
IV
6,00
34,7
III
1,26
6,5
III
12,5
2,10
1,40
2,10
4,30
-
74
9,5
7,8
135
46,0
-
IV
IV
III
II
III
1,33
33
II
2,90
3,00
3,60
15,0
32,0
19,0
IV
IV
IV
Данные приведены по CанПин РК №841 от 3 декабря 2004 г. и тех.условиям, «Требования
к установке сигнализаторов и газоанализаторов» (ТУ-газ-86).
Класс опасности: I – вещества чрезвычайно опасные, II – вещества высоко опасные,
III – вещества умеренно опасные, IV – вещества мало опасные.
148
Приложение 9
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Границы опасной зоны
при очистке и испытании трубопроводов нефти и газа (ТНГ)
на объектах разработки НГМ
№
п/п
1
1.
2.
3.
Наименование показателей
Условия
испытания
2
3
Радиус опасной зоны при
пневматические,
очистке полости в обе стороны гидравлические
от оси трубопровода, м
Радиус опасной зоны при
пневматические,
испытании на герметичность в гидравлические
обе стороны от оси
до 82,5 кгс/см2
трубопровода
более 82,5 кгс/см2
Радиус опасной зоны в
пневматические,
направлении выхода
гидравлические
очистного устройства и
до 82,5 кгс/см2
установки заглушки от торца
более 82,5 кгс/см2
трубопровода
Условный диаметр ТНГ
до 300 мм
500-800 мм
4
5
40
60
100
150-200
75
100
600
75
100
800
800
900
800
1200
Примечание: расстояния указаны согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности.
149
Приложение 10
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Основные положения
по разработке специальной (рабочей) инструкции по очистке полости
и испытанию трубопроводов объектов разработки НГМ
1. Специальная (рабочая) инструкция по очистке полости и испытанию ТНГ (ОПИ) включает
текстовую часть, технологическую схему и график производства работ.
2. На титульном листе, листе указывается название инструкции с подписями председателя
комиссии, представителей организаций с которыми произведено согласование и разработаны
инструкции.
3. Содержание инструкции включают исходные данные, организационные, технические и
технологические условия и производственные операции ОПИ, в том числе подготовительные,
основные и заключительные работы.
4. Текстовая часть, включает:
Наименование испытываемого объекта (участка) с указанием его границ с привязкой к
километровым, пикетным, реперным или другим знакам, предусмотренным рабочим
проектом трубопровода;
Описание технологической схемы объекта (участка) в полном соответствии с
исполнительной документацией, а также с указанием всех дополнительных соединений,
врезок, арматуры, контрольно-измерительных приборов и других устройств,
выполненных специально для проведения ОПИ.
5. Указанная в проекте и чертежах арматура, трубопроводы и предохранительные устройства
обозначаются номерами, которые соответствуют номерам на рабочей схеме производства работ;
6. Характеристика отдельных участков производства ОПИ производится с указанием:
границ этих участков;
способов производства работ;
методов ограничения (заглушки, арматура);
величины давления в конечных и контрольных точках;
мест установки контрольно-измерительных приборов, их класс точности;
источников и средств для закачивания (воды, воздуха, газа, нефти.) с указанием их
комплектации и производительности, а также описание схем подключения их к трубопроводу;
7. Технологические условия производства работ по ОПИ, включают:
расчет потребности в технологических средах (вода, воздух, газ, нефть и другие вещества)
для ОПИ с учетом резерва, необходимого для проведения дополнительных работ;
условия и последовательность всех проводимых переключений и отключений арматуры
на линейной части трубопроводов, а также на узлах подачи закачиваемых сред при
выполнении всех этапов ОПИ, в том числе производства опасных работ и ликвидации
аварийных ситуаций;
описание операции вытеснения из газопровода воздуха с указанием мест и параметров
контроля за составом выходящей из газопровода газовоздушной среды;
условия проведения очистки полости с указанием типов очистных или разделительных
устройств, а также последовательности и параметров их пропуска по каждому участку;
условия проведения испытания на прочность и проверки на герметичность по каждому
участку с указанием продолжительности выдержки трубопровода под испытательным и
рабочим давлением;
условия снижения давления после испытания на прочность для проверки на
герметичность, а также после проверки на герметичность;
условия удаления воды с указанием типов разделительных устройств, а также
последовательности и параметров их пропуска по каждому участку;
условия и последовательность работ в случае возникновения негерметичности, утечек,
разрывов и других аварийных ситуаций;
150
8. Организация производства работ для всех указанных выше технологических процессов,
включает:
места расположения руководителя рабочей комиссии и ее членов;
ответственных исполнителей каждого этапа работ и подчиненный им персонал;
места расположения аварийных бригад и дежурных постов, их материально-техническое
обеспечение, границы их действия и каналы связи с председателем рабочей комиссии или
ее членами;
схему связи с указанием распределения средств связи между исполнителями работ,
порядка и сроков связи, а также необходимые меры при возникновении аварийных
ситуаций;
порядок взаимодействия между руководителем комиссии и эксплуатационным
персоналом организаций, обеспечивающих подачу и отбор газа, нефти и технологической
среды;
порядок оповещения местных организаций и населения о сроках проведения ОПИУ
(ОПИ) и взаимосвязь с этими организациями в процессе производства работ;
указания по технической и пожарной безопасности, охране труда и окружающей среды;
дополнительные указания, необходимость в которых может возникнуть при разработке
специальной рабочей инструкции в связи со специфическими местными условиями
производства работ;
перечень документации, оформляемой в процессе производства работ по ОПИ.
9. При составлении специальной рабочей инструкции рекомендуется указанные выше
материалы и данные располагать по разделам, относящимся к определенному процессу (очистке
полости, испытанию, удалению воды).
Примечание: рекомендации приводятся согласно Приложению №4 ВСН 011-88
151
Приложение 11
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Положение
по разработке Технологического регламента
для эксплуатации установки подготовки нефти
1. Общие требования
1. Рекомендуемое Положение о технологическом регламенте (далее - ТР) по эксплуатации установок
подготовки нефти (УПН), вспомогательных устройств и сооружений (ВУС) распространяется на организации,
проводящие нефтяные операции, независимо от их организационно-правовых форм и видов собственности.
2. Порядок и сроки приведения ТР на действующих и реконструируемых УПН и ВУС, в соответствии с
требованиями настоящего Положения, определяются в каждом конкретном случае руководителями
организаций по согласованию с органами государственного контроля.
3. Положение определяет состав, содержание, порядок разработки, согласования и утверждения
технологических регламентов по эксплуатации УПН и ВУС с учетом выполнения требований по
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды, условиями
лицензирования, технического регулирования и декларирования безопасности промышленного объекта,
действующими в Республике Казахстан.
4. ТР является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или
отдельных его стадий (операций), режимы и технологию производства продукции, показатели качества
продукции, безопасные условия работы и действующие нормативные документы, в соответствии с проектной
документацией, утвержденной и согласованной в установленном порядке.
5. ТР обеспечивает безопасные условия работы, безаварийную эксплуатацию оборудования, охрану
труда и окружающей среды, соответствие качества продукции требованиям промышленной, пожарной и
экологической безопасности, санитарным правилам и нормам, условиям технического регулирования,
декларации безопасности и лицензирования действующим условиям в Республике Казахстан.
6. Контроль за соблюдением требований настоящего Положения возлагается на руководителя
организации, руководителей объектов и исполнителей работ на УПН и ВУС, подрядчиков и субподрядчиков.
7. Работники, эксплуатирующие УПН и ВУС выполняют действия в соответствии с действующим ТР,
требованиями безопасности и планом ликвидации возможных аварий.
2. Разработка, согласование и утверждение
технологического регламента
8. ТР разрабатывается на комплектную установку подготовки нефти и ВУС задействованную в
технологическом процессе.
9. При проведении пуска и опробования нового оборудования и технологических процессов на
действующих установках с утвержденными регламентами, разрабатывается новый регламент.
Допускается разработка дополнений к действующему регламенту по решению организации,
утверждающей регламент.
10. ТР разрабатывается, как правило, специализированной научно-исследовательской или проектной
организацией, разрабатывавшей проект обустройства, разработки и эксплуатации нефтегазового
месторождения, в установленном порядке, включая согласование и утверждение.
11. ТР может разрабатываться организацией, эксплуатирующей УПН и ВУС, при соблюдении условий
лицензирования и технического регулирования.
ТР разработанный в организации, подлежит согласованию с органами государственного контроля, и
утверждается руководителем, имеющим соответствующие полномочия.
Руководитель организации в каждом конкретном случае определяет производственные и технические
службы, организации, которые участвуют в разработке ТР.
12. При использовании импортного оборудования необходимо соблюдать следующие условия:
импортируемое оборудование должно соответствовать требованиям, действующим в Республике
Казахстан;
на применение импортного оборудования должно быть получено разрешение уполномоченных
органов.
13.
Для
оценки
безопасности
применения
импортного
оборудования
привлекаются
152
специализированные научно-исследовательские организации по промышленной безопасности
3. Срок действия регламента
14. Срок действия ТР устанавливается по решению эксплуатирующей организации в соответствии с
проектными решениями и требованиями безопасности.
15. ТР пересматривается или дополняется в следующих случаях;
1) при изменении производственных и технологических условий;
2) при изменении условий декларирования безопасности;
3) при изменении правил и нормативных документов по промышленной, пожарной и экологической
безопасности, охраны труда и окружающей среды;
4) при несоответствии регламента дополнительным проектным решениям и требованиям безопасности;
5) при выявлении несоответствия проектных решений и условий безопасности в процессе эксплуатации
УПН и ВУС;
6) при неудовлетворительном качестве технологической продукции;
7) по решению и указанию вышестоящей организации, органов государственного контроля.
16. Процедуры согласования и утверждения при изменении ТР должны соответствовать условиям
разработки ТР и проектной документации.
4. Оформление технологического регламента
17. ТР оформляется в соответствии со стандартами по единой системе конструкторской документации,
текстовым документам, действующим в Республике Казахстан.
18. Каждому ТР присваивается номер, индекс или обозначение в порядке, принятом в организации,
который указывается на титульном листе и в колонтитуле на всей документации ТР.
19. Рекомендуемая форма титульного листа:
___________________
_________________________________________________
(Наименование организации)
«СОГЛАСОВАНО»
__________________
(должность или наименование
_______________________
документа)
«___» _______________
(дата)
«УТВЕРЖДЕНО»
_____________________
(должность или наименование
______________________
документа)
«___» ________________
(дата)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
по эксплуатации
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
_________________________________________________________
(наименование объекта)
Разработчики:
(организация, должность, ФИО)
Индекс документа:
Срок действия:
20. Количество экземпляров ТР, условия хранения на УПН, ВУС и в других подразделениях
устанавливается эксплуатирующей и проектной организацией в зависимости от количества его пользователей,
которым ТР передается под роспись руководителя.
21. Копии и выписки из ТР, заверенные технической службой организации, передаются для
153
руководства и ведения технологического режима руководителям отдельных установок, а также другим
заинтересованным организациям, выполняющим работы на УПН, ВУС, под роспись ответственного
исполнителя работ.
22. В действующий ТР могут вноситься изменения и дополнения, связанные с изменением качества
сырья, необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования и другими условиями.
При основополагающих изменениях производственных условий, модернизации и реконструкции
объектов УПН и ВУС разрабатывается новый ТР.
23. Незначительные изменения и дополнения подлежат согласованию с техническими службами
организации, которые имеют непосредственное отношение к ним и утверждается руководителем имеющим
соответствующие функциональные обязанности.
24. Изменения оформляются по следующей форме и хранятся совместно с регламентом.
№№
п/п
1
№ раздела,
страницы
2
Действующая
редакция
3
Новая редакция
4
Обоснование изменения и
дополнения
5
25. Лист регистрации изменений оформляется по следующей форме и вносится в регламент для
последующих записей изменений и дополнений.
И
Номера листов (страниц)
Изм.
1
И
З
изме- заме- новых
неных неных
1
2
3
2
3
4
Н
анулированных
4
5
Всего листов № доку- Вход. №
(стр.) в
мента
сопроводидокументе
тельного
документа
6
7
8
Подпись
Дата
9
10
5. Содержание технологического регламента
26. Содержание ТР включает разделы по циклу работ УПН и ВУС:
1) Общая характеристика производственного объекта.
2) Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции.
3) Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта.
4) Нормы технологического режима.
5) Контроль и автоматизация технологического процесса.
6) Основные положения безопасного пуска и остановки производствен-ного объекта при нормальных
условиях и при опасной ситуации.
7) Безопасная эксплуатация производства. Системы противоаварийной и противопожарной защиты и
действия в опасной ситуации.
8) Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации,
переработки.
9) Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных
клапанов, системы управления.
10) Перечень обязательных инструкций, нормативной и технической документации.
11) Технологическая схема производства продукции (графическая часть).
12) Ситуационный план размещения УПН, ВУС и связанных с ними производственных объектов.
6. Содержание разделов технологического регламента
27. Общая характеристика производственного объекта.
1) Наименование производственного объекта, его назначение, год ввода в эксплуатацию,
местоположение, ведомственное подчинение.
2)
Наименование
научно-исследовательской
и
проектной организации,
разработавших
технологический процесс и выполнявших проект.
3) Количество технологических объектов линий (потоков) и их назначение.
28. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции.
1) Техническое наименование продуктов, качество в соответствии с нормативно-технической
документацией.
Область применения. Данные приводятся по форме таблицы 1.
154
Таблица 1
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов
изготовляемой продукции
№ п/п Наименование
сырья, матери
алов, реагентов изготовляемой продукции
1
Номер государственного
или отраслевого стандарта,
технических условий,
стандарта организации
2
Показатели
качества,
обязательные
для проверки
3
Норма по ГОСТ,
ОСТ, ТУ
(заполняется при
необходимости)
4
Область применения изготовляемой продукции
5
6
Примечание: В показатели качества, обязательные для проверки, вносятся показатели,
регламентирующие содержание в сырье, промежуточных продуктах и готовой продукции компонентов,
вызывающих коррозию металлов, других вредных и опасных веществ для организма человека и окружающей
среды.
2) Свойства сырья, реагентов, готовой продукции и отходов производства по взрывопожароопасности и
токсичности, приводятся в разделе "Безопасная эксплуатация производства".
29. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта.
1) Раздел должен содержать описание, последовательность, характеристики технологических
процессов в соответствии со схемой, являющейся графическим приложением к регламенту.
2) Описание технологической схемы приводится по стадиям технологического процесса, начиная с
поступления сырья, с указанием основных технологических параметров процесса (температуры, давления,
основного оборудования, участвующего в процессе и включенного в состав технологической схемы). По
содержанию схемы указываются основные системы автоматизации и блокировки, противоаварийной и
противопожарной защиты.
30. Нормы технологического режима.
1) Нормы технологического режима для непрерывных и периодических процессов приводятся по
форме таблицы 2.
Таблица 2
Нормы технологического режима
№
Наименование
п/п стадий процесса,
оборудование,
показатели
режима
1 1
2
Номер позиции
Единица
прибора измерена
ния
схеме
3
4
Допускаемые
пределы технологических
параметров
5
Требуемый класс
точности
измерительных
приборов по
стандартам
6
Примечание
7
2) В графе "Наименование стадий процесса, оборудование показатели режима" указываются на
различных стадиях процесса в оборудовании и сепаратарах, 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.
3) При маркировке приборов КИПиА на щитах управления номера позиций приборов должны
соответствовать номерам позиций на технологической схеме.
4) Единицы измерения приводятся в действующей метрической системе.
5) Все показатели режима, в том числе расход, давление, температура, указываются с возможными
допусками или интервалами, обеспечивающими безопасную эксплуатацию и получение готовой продукции
заданного качества. Допускается ограничение верхних или нижних предельных значений. Например: "вакуум,
не менее...", "температура, не более...".
6) При производстве продукции с применением печей, в графу "Наименование стадий процесса,
аппараты, показатели режима" дополнительно вносить основные требования по поддержанию оптимального
режима горения топлива в печах (содержание кислорода, разрежение по тракту, температуру уходящих газов).
31. Контроль технологического процесса.
1) Аналитический контроль (лабораторный, автоматический) по всем стадиям технологического
процесса излагается по форме таблицы 3.
155
Таблица 3
Аналитический контроль технологического процесса
№
п/п
Наименование стадий Место отбора пробы,
процесса, анализируе- (установки
мый продукт
КИПиА)
1
2
Контролируемые показатели
3
Методы контроля (методика
Норма
анализа)
4
5
6
Частота
Контроля
7
В начале таблицы указываются нормы лабораторного контроля, а затем автоматического.
2) Если в контролируемых продуктах содержатся агрессивные компоненты, вызывающие коррозию
металла и другие вредные вещества, указывается допустимое содержание этих компонентов и методы
контроля.
3) Контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок, приводится в
виде перечня по форме таблицы 4.
32. Основные положения безопасности пуска и остановки производственного объекта при нормальных
условиях и при опасной ситуации.
1) В разделе указываются основные условия, порядок пуска и остановки производственного объекта.
Указываются взаимосвязь с другими технологическими и вспомогательными объектами, обеспечение
установки сырьем, электроэнергией, паром, водой, воздухом, инертным газом и другими материалами и
ресурсами.
2) Указываются особенности пуска и остановки в холодный период года.
3) В порядке пуска и остановки взрывопожароопасных производств излагаются последовательность
работ, соблюдение требуемого режима с указанием последствий их нарушения.
Таблица 4
Перечень блокировок и сигнализации
№ Наимеп/п нование
параметра
1
1
2
Наиме- Крити- Величина
Блокировка
Сигнализация
нование ческий устанавливаоборупара- емого предела
дования метр
минимаксиминимаксиминимаксимальная мальная мальная мальная мальная мальная
3
4
5
6
7
8
9
Операции по
отключению
включению,
переключени
ю и другому
воздействию
11
10
33. Безопасная эксплуатация производства. Системы противоаварийной и противопожарной защиты.
1) В разделе указываются сведения об имеющихся производственных опасностях, которые могут
привести к пожару, взрыву, отравлению, а также комплекс технических, технологических и организационных
мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимальные санитарногигиенические условия труда работающих.
2) Взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ
характеризуются в соответствии с требованиями государственных стандартов, системы стандартов
безопасности труда, санитарных правил и норм и приводятся по форме таблицы 5.
Таблица 5
Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов,
готовой продукции и отходов производства
№
п/п
1
НаимеАгре- Класс
нование
гатное опасноссырья, полу- состоя ти
продуктов, ние
готовой
продукции,
отходов
производства
2
3
4
Температура
КонцентраХарактеционный
ристика
предел
токсичВспы- воспла-самовоснижнийверхний ности (возшки менения
пламе- предел предел действие на
организм
нения
человека)
5
6
7
8
9
10
Предельно
допустимая
концентрация
веществ в возду
хе рабочей зоны
производственных
помещений
11
156
3) Классификация технологических блоков по взрывопожароопасности осуществляется в соответствии
с требованиями действующих нормативных технических документов в области промышленной и пожарной
безопасности приводятся по форме таблицы 6 и 7.
Таблица 6
Классификация технологических блоков по взрывоопасности
№
п/п
1
Номер
блока
2
Номера позиций аппараОтносительный
Категория
туры, оборудования по
энергетический
взрывотехнологической схеме,
потенциал
опасности
составляющие технологического
технологического блока
блока
3
4
5
Классы зон по
уровню опасности
возможных разрушений, травмирования
персонала
6
Таблица 7
Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика
производственных зданий, помещений и наружных установок
№
Наименование
п/п производственных
зданий, помещений, наружных
установок
1
2
Категории
Классификация зон внутри и вне помещенийГруппа производвзрыводля выбора и установки электрооборудования
ственных процеспожарной и
сов по санитарной
класс взрывоопас-категория и группа
пожарной опасности
характеристике
ной или пожаро- взрывопожароопасных
зданий и помещений)
опасной зоны
-смесей
3
4
5
6
Для технологических систем указываются категории электроприемников и обеспечения надежности
электроснабжения, а также энергетическое обеспечение систем контроля, управления, противоаварийной и
противопожарной защиты.
4) Правила аварийной остановки производства, возможные аварийные состояния производства,
способы их предупреждения и устранения излагаются по форме таблицы 8.
Таблица 8
Возможные виды аварийного состояния производства
и способы их ликвидации
№
п/п
Вид аварийного состояния
производства
1
2
Причина
возникновения
3
Действия персонала по устранениию аварийного состояния
4
В таблицу включаются наиболее вероятные нарушения в технологическом процессе, устраняемые без
остановки оборудования, например: отклонение от норм технологического процесса по давлению, температуре,
скорости подачи реагентов и выхода продукции, ее качеству, отключение приборов контроля и другие.
Приводятся основные причины неполадок и указываются действия персонала по их устранению.
34. Пожарная безопасность.
В соответствии с требованиями строительных норм и правил, норм технологического проектирования,
действующих стандартов излагаются основные требования пожарной безопасности производства, указывается
расположение средств пожарной сигнализации, прогнозируются возможные пути распространения пламени,
пути эвакуации персонала из опасной зоны в случае возникновения пожара.
35. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей.
Излагаются методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в
воздухе рабочей зоны.
Указываются периодичность и методы контроля за образованием в процессе эксплуатации
производства взрывоопасных концентраций.
36. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производственных объектов.
1) Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями.
2) Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях.
3) Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих, тушения возможных загораний.
157
4) Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы
нейтрализации.
5) Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов
оборудования.
6) Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры
по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.
37. Технологические и вентиляционные выбросы в атмосферу приводятся в форме таблицы 9.
Таблица 9
Выбросы в атмосферу
№
п/п
1
Наименование
выброса
2
Количество
образования
выбросов
по видам
3
Условие (метод)
ликвидации,
обезвреживания,
утилизации
4
Периодичность Установленная норма
Примеч.
выбросов
содержания
загрязнений в
выбросах, мг/м3
5
6
7
38. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных
клапанов, и других устройств безопасности.
1) В краткую характеристику включается все оборудование, указанное на графическом приложении
технологической схемы к регламенту.
2) Краткая характеристика технологического оборудования составляется по форме таблицы 10.
Таблица 10
Краткая характеристика технологического оборудования
№
п/п
1
Наименование
оборудования
(тип, наименование аппарата,
назначение)
2
Номер позиции по Колисхеме, индекс
чество,
шт.
3
4
Материал
Методы защиты
металла
оборудования от
коррозии
5
Техническая
характеристика
6
7
3) Наименование оборудования указывают в соответствии с техническим паспортом (формуляром) на
оборудование и проектной документацией.
4) В графе "Техническая характеристика" указываются основные габариты, расчетные давления,
температура, поверхность теплообмена, количество труб в печах и их размер, тепловая мощность печей, тип и
количество ректификационных тарелок и насосов, исполнение взрывозащиты электродвигателей насосов и
компрессоров.
5) Краткая характеристика регулирующих клапанов приводится по форме таблицы 11.
Таблица 11
Краткая характеристика регулирующих клапанов
№
п/п
1
№ позиций по схеме
2
Место установки клапана
Назначение клапана
3
Тип клапана
4
5
6) Краткая характеристика предохранительных клапанов приводится по форме таблицы 12.
Таблица 12
Краткая характеристика предохранительных клапанов
№
п/п
1
Место установРасчетное давление
Оперативное (техноУстановочное
ки клапана
защищаемого логическое)
давление
(индекс защищаемого
аппарата
давление в аппарате
контрольного
аппарата
клапана
2
3
4
5
Установочное Направление сброса
давление рабочего
контрольного и
клапана
рабочего
клапана
6
7
39. Перечень обязательных инструкций и нормативной и технической документации.
В разделе приводится перечень технологических, должностных инструкций, инструкций по
промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда и окружающей среды, необходимых
для обеспечения безопасности персонала, ведения процесса, обслуживания и ремонта оборудования.
158
Приводится перечень нормативной и технической документации, утверждаемой руководством
организации, а также действующие типовые инструкции, нормы, правила, обязательные к руководству и
выполнению работниками организации.
40. Технологическая схема производства продукции (графическая часть).
1) 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.
2) Условные обозначения средств контроля и автоматики, а также арматуры, должны быть указаны на
схеме в соответствии с действующими стандартами и проектной документацией.
3) Технологическая схема подписывается руководителем установки подготовки нефти и утверждается
уполномоченным руководителем организации.
41. Спецификация оборудования приводится по форме таблицы 13.
Таблица 13
Спецификация оборудования
№ п/п
Наименование оборудования
(тип, размер, марка)
Индекс по схеме
Количество
1
2
3
4
42. Ситуационный план содержит сведения указанные в проектной документации и декларации
безопасности проектируемого и действующего промышленного объекта.
1) Размещение УПН, ВУС с указанием внутренних и внешних коммуникаций, инженерных систем и
селитебной территории, границы санитарно - защитной зоны, с учетом преобладающего направления ветра.
2) Количество персонала по рабочим местам.
3) Зоны возможного воздействия опасных и вредных производственных факторов с указанием
численности людей в этих зонах и времени достижения поражающих факторов.
4) Размещение систем противоаварийной и противопожарной защиты.
5) Размещение систем газометрического контроля, указателей ветра, сигнализации и оповещения.
6) Размещение СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ и укрытий для персонала.
7) Мероприятия выхода персонала из опасной зоны и пути эвакуации.
8) Указание постов наблюдения, условий пропуска персонала и транспорта в опасную зону.
9) Место резервного управления УПН, ВУС в опасной и аварийной ситуации.
10) Система вызова аварийно- спасательной, пожарной и медицинской службы.
159
Приложение 12
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Категория электроприемников электроснабжения по надежности
объектов разработки НГМ
№
1
1.
1.1
1.2
1.3
2.
2.1
Наименование электроприемников
2
Компрессорные станции для газлифтного способа добычи нефти
Компрессоры с электроприводом
Насосы компрессорных станций с электро- и газомоторным приводом:
масляные, циркуляционные водяные, для откачки конденсата, подачи в
абсорбер
Терминальный пункт управления на базе ЭВМ. Компрессорные воздуха
КИПиА
Компрессорные станции для транспорта нефтяного газа, расположенные на
месторождениях
Компрессоры с электроприводом
Насосы: откачки конденсата, масляные, циркуляционные водяные;
3.
3.1
4.
4.1
5.
5.1
5.2
6.
6.1
6.2
6.3
7.
7.1
8.
8.1
8.2
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Центральные пункты сбора (ЦПС), установки подготовки нефти, комплексные
пункты сбора
Электроприемники, обеспечивающие непрерывность ведения технологических
процессов
Кусты добывающих скважин с механизированной (насосной и газлифтной)
добычей нефти
Терминальный пункт управления технологическим оборудованием куста на
базе ЭВМ, включая газораспределительную батарею
Кустовые насосные станции (KHС) для заводнения нефтяных пластов
Насосы с электроприводом для закачки пластовых и сточных вод
Насосы с электроприводом для закачки воды из поверхностных и подземных
источников
Дожимные нефтяные насосные станции (ДНС)
Насосы: для транспорта нефти, для транспорта пластовой воды в систему ППД
Компрессоры воздуха КИПиА
Терминальный пункт управления на базе ЭВМ
Резервуарные парки
Насосы: внешнего транспорта нефти, внутренней перекачки нефти
Насосные
станции
производственного
и
хозяйственно-питьевого
водоснабжения
Насосы станций I и II подъемов и станций подкачки
Насосы артезианских скважин для производственного и хозяйственнопитьевого водоснабжения
Противопожарные насосы, контрольные пусковые пункты и узлы
Насосы насосных станций пластовой и сточных вод
Насосы канализационных насосных станций хозяйственно-бытовых стоков
Насосы для перекачки уловленной нефти
Насосы для перекачки шлама
Насосы подачи ингибиторов коррозии
Котельные установки
Насосы: сетевой и питательной воды, сырой воды, подпиточные, артезианских
Категория
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
2
2
2
2
2
2
1
2
3
3
3
3
2
160
скважин для питания котельной, вентиляторы дутьевые и дымососов
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
Потребители периметральной сигнализации и охранного освещения
Потребители систем телемеханики, телефонной, радио- и радиорелейной связи
и вычислительных центров по контролю за работой объектов добычи, сбора,
подготовки и транспорта нефти, газа и воды
Электроприемники операторных, административно-бытовых корпусов (АБК),
блоков обогрева
Одиночная добывающая скважина с механизированной (насосной) добычей
Буровые установки с электроприводом для бурения скважин глубиной 3000 м
и более
Электроприемники промбаз, помещений пожарного инвентаря, проходных,
складов
Электроприемники электрохимзащиты
Примечание: данные приведены по таблице 6 ВНТП 3-85.
1
1
3
2
2
3
3
161
Приложение 13
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Показатели воздухообмена в производственных помещениях
(по нормам технологического проектирования ВНТП 3-85)
Кратности
воздухообмена
в час
Вещества, участвующие в
технологическом процессе
1
2
при
отсутствии
сернистых
соединений
при наличии
сернистых
соединений в
газах и парах в
количестве
более 0,05 г/м3
3
4
6,5
8
5
8
3,5
8
1.
Сырая нефть при газовом факторе свыше 250 м3 /т
2.
Сырая нефть при газовом факторе свыше 100 до 250 м /т
3.
Сырая нефть при газовом факторе до 100 м /т
4.
Товарная нефть
3
8
5.
Высокосернистая нефть при содержании серы более 2%
-
10
6.
Нефтяной попутный газ
4
10
7.
Дизельное топливо, мазут, битум
3
7
8.
Бензин
6
8
9.
Пропан, бутан
8
10
10.
Растворы щелочей, деэмульгаторы
5
6
11.
Аммиак
5
-
12.
Метанол
15
-
13.
Диэтиленгликоль при постоянном обслуживании
12
-
14.
Диэтиленгликоль при периодическом обслуживании (до
3
-
3
3
2 ч в смену)
15.
Жидкий хлор
12
-
16..
Предварительно очищенные сточные и пластовые воды
2,5
-
162
Приложение 14
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
Безопасное расстояние от аппаратов огневого нагрева
до зданий и сооружений
(по нормам технологического проектирования ВНТП 3-85)
№
п/п
1
1.
Здания и сооружения
2
До технологического оборудования и эстакад с горючими продуктами,
Расстояние, м
3
расположенных вне зданий:
1.1
при давлении в системе аппаратов и коммуникаций до 0,6 МПа
10
1.2
при давлении в системе аппаратов и коммуникаций выше 0,6 МПа
15
2
До производственных зданий и помещений категории А, Б, В, Е,
вспомогательных и подсобно-вспомогательных зданий и помещений
независимо от категорий производства:
2.1
при наличии оконных, дверных проемов
15
2.1
при глухой стене
8
3.
До производственных зданий, помещений категорий Г, Д; технологического
5
оборудования и эстакад с негорючими продуктами
4.
До аппаратов с огневым нагревом
5
5.
До компрессорных горючих газов
20
6.
До колодцев канализации производства категории А, Б, Е
10
163
Приложение 15
к Правилам промышленной
безопасности при разработке нефтяных
и газовых месторождений в
Республике Казахстан
РЕКОМЕНДАЦИИ
по составлению плана ликвидации возможных аварий (ПЛВА)
на взрывопожароопасном объекте
1. План ликвидации возможных аварий (ПЛВА) составляется на каждый
взрывопожароопасный объект или его взрывопожароопасный участок, цех.
2. В ПЛВА предусматриваются виды опасных ситуаций и действия, обеспечивающие
безопасность персонала при ликвидации аварийных ситуаций:
1) возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для здоровья и
жизни людей, окружающей среды.
2) мероприятия по эвакуации и спасению людей, находящихся в опасной зоне и под
воздействием опасных и вредных производственных факторов.
3) мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также
первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий.
4) места нахождения средств для спасения людей, эвакуации и ликвидации аварий.
5) порядок взаимодействия с аварийно-спасательными, пожарными, медицинскими
службами, транспортными организациями, органами производственного и государственного
контроля.
3. ПЛВА разрабатываются комиссией, состоящей из руководителей и специалистов,
назначенных приказом организации или специализированной организацией. ПЛВА
пересматриваются при изменении технологии, условий работы, правил, с внесением
соответствующих изменений и дополнений в установленном порядке.
Согласование ПЛВА производится с аварийно-спасательной, пожарной, медицинской
службой (при необходимости) и органами государственного контроля, в установленном
порядке.
4. ПЛВА утверждается руководителем организации 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.
Количество экземпляров ПЛВА устанавливается руководителем организации и
соответствует его наличию у руководителей и на объектах управления производственными
процессами.
5. ПЛВА включает разделы и схемы обеспечивающие безопасные и эффективные
действия при ликвидации аварии.
1) Оперативную часть, в которой предусматриваются все виды возможных аварий на
данном объекте, указываются мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также
руководители работ и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и
ликвидации аварий, действия аварийно-спасательных, пожарных и медицинских служб,
подразделений и организаций привлекаемых к аварийным работам.
2) Распределение функций между отдельными подразделениями, руководителями и
исполнителями, участвующими в ликвидации аварии.
3) Список руководителей организаций и органов управления государственного
контроля, которые немедленно извещаются об аварии.
4) Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема) и путей
164
эвакуации.
5) Списки оборудования, инструментов, средств индивидуальной и коллективной
защиты, материалов, находящихся в аварийных складах, с указанием их количества и
основной характеристики, а также транспортных средств для эвакуации персонала и
обеспечения аварийных работ.
6. В оперативной части ПЛВА предусматриваются условия и действия по
безопасности и ведению работ.
1) Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая
связь, телефон), пути эвакуации людей из опасных зон в зависимости от характера аварии и
климатических условий.
2) Действия руководителей, административного, производственного и технического
персонала, эвакуация людей и проведение предусмотренных мероприятий.
3) Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение
аварийной вентиляции.
4) Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки
оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ.
5) Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля
за пропуском в загазованную и опасную зоны.
6) Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия
технического персонала по ликвидации аварий (пожара), предупреждению их
распространения и возникновения осложнений. Осуществление мероприятий по ликвидации
последствий аварий. Порядок взаимодействия с аварийно-спасательными и другими
специализированными службами.
7. Ознакомление с ПЛВА руководящего и производственно-технического персонала
оформляется документально в журналах инструктажа под расписку.
8. ПЛВА должен находиться на видном месте, определенном руководителем объекта
(участка). Полные экземпляры ПЛВА находятся у руководителя организации, объекта, в
диспетчерской, в аварийно-спасательной и пожарной службе, в отделе техники безопасности,
в оперативном помещении опасного объекта и в резервном пункте управления.
9. Контроль за своевременное и правильное составление ПЛВА и его соответствие
техническому состоянию объектов, возлагается на руководителя объекта и руководство
организации.
10. Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по отработке действий
мероприятий ПЛВА, устанавливается организацией с учетом конкретных условий и степени
опасности объекта.
.
165
СОДЕРЖАНИЕ
Раздел 1. Общие положения ...................................................................................................... 1
Подраздел 1. Область применения ........................................................................................ 1
Подраздел 2. Организационно- технические требования ................................................... 3
Подраздел 3. Общие требования по проектированию ...................................................... 10
Подраздел 4. Общие требования по строительству и пуску объектов............................. 15
Подраздел 5. Основные требования по безопасной эксплуатации оборудования и
трубопроводов ....................................................................................................................... 19
Раздел 2. Охрана труда и техника безопасности ................................................................. 27
Раздел 3. Безопасное содержание территории объектов НГМ и санитарногигиенические условия ............................................................................................................ 33
Раздел 4. Обустройство устья и эксплуатация скважин .................................................. 39
Подраздел 1. Устьевая площадка......................................................................................... 39
Подраздел 2. Испытание и освоение скважин .................................................................... 41
Подраздел 3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин ...................................... 42
Подраздел 4. Эксплуатация скважин штанговыми насосами ........................................... 44
Подраздел 5. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми,
погружными электрическими насосами ............................................................................. 45
Подраздел 6. Эксплуатация скважин гидропоршневыми ................................................. 46
и струйными насосами .......................................................................................................... 46
Подраздел 7. Эксплуатация нагнетательных скважин ..................................................... 47
Подраздел 8. Исследование скважин ................................................................................. 49
Подраздел 9. Интенсификация скважин ............................................................................ 50
Подраздел 10. Замерные установки продукции скважин .................................................. 52
Подраздел 11. Сепарационные установки .......................................................................... 55
Подраздел 12. Установки предварительного сброса пластовых вод .............................. 56
Подраздел 13. Дожимные насосные станции .................................................................... 57
Раздел 5. Трубопроводы нефти и газа ................................................................................... 58
Раздел 6. Установка подготовки нефти ................................................................................ 62
Подраздел 1. Технологический комплекс подготовки нефти ........................................... 62
Подраздел 2. Эксплуатация трубчатых печей и огневых подогревателей блочных
установок ................................................................................................................................ 66
Подраздел 3. Эксплуатация печей с беспламенными ........................................................ 68
панельными горелками ......................................................................................................... 68
Подраздел 4. Эксплуатация электрообессоливающих установок ................................... 68
Подраздел 5. Сепарация продукции ................................................................................... 69
Подраздел 6. Блочные нагревательные установки........................................................... 69
166
Подраздел 7. Стабилизационные установки....................................................................... 70
Подраздел 8. Деэмульсация нефти в трубопроводах ......................................................... 71
Подраздел 9. Технологические трубопроводы ................................................................... 71
Подраздел 10. Учет нефти, газа, конденсата и воды ......................................................... 74
Раздел 7. Резервуарный парк .................................................................................................. 75
Раздел 8. Нефтенасосные станции ......................................................................................... 83
Раздел 9. Установка подготовки газа .................................................................................... 86
Подраздел 1. Добыча природного газа ................................................................................ 86
Подраздел 2. Требования безопасной эксплуатации ......................................................... 87
Раздел 10. Газокомпрессорные станции .............................................................................. 88
Раздел 11. Факельные системы .............................................................................................. 92
Раздел 12. Автоматизация технологических процессов .................................................... 95
Раздел 13. Связь и сигнализация ........................................................................................... 96
Раздел 14. Электроснабжение и электрооборудование ...................................................... 97
Раздел 15. Водоснабжение, канализация и закачивание воды в пласт .......................... 99
Подраздел 1. Системы водоснабжения ............................................................................... 99
Подраздел 2. Системы канализации .................................................................................... 99
Подраздел 3. Система заводнения ..................................................................................... 103
Раздел 16. Теплоснабжение отопление и вентиляция ...................................................... 104
Подраздел 1. Системы отопления ...................................................................................... 104
Подраздел 2. Системы вентиляции.................................................................................... 105
Раздел 17. Пожарная безопасность ...................................................................................... 108
Раздел 18. Дополнительные требования безопасности на месторождении с наличием
сероводорода ............................................................................................................................. 113
Подраздел 1. Общие требования к объектам .................................................................... 113
Подраздел 2. Освоение и гидродинамические исследования скважин ............................... 114
Подраздел 3. Эксплуатация и ремонт скважин ................................................................ 116
Подраздел 4. Технологические процессы сбора и подготовки нефти, газа и газового
конденсата ............................................................................................................................ 118
Подраздел 5. Требования к персоналу и средства защиты ............................................. 121
Подраздел 6. Контроль воздушной среды ....................................................................... 124
Раздел 19. Охрана окружающей среды ............................................................................... 124
Приложение 1
Перечень нормативных правовых актов, документов и стандартов
применяемых при проведении нефтяных операций в
Республике Казахстан …………………………………………………… 127
Приложение 2
Обозначения и сокращения ………………………………………………
135
167
Приложение 3
Нормативы определения необходимого количества первичных
средств пожаротушения ….………………………………………..……
Приложение 4
Наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности .………… 139
Приложение 5
Минимальные безопасные расстояния объектов обустройства
нефтяного месторождения от зданий и сооружений, м ……………..… 142
Приложение 6
Нормы освещенности …………………………………………………….
143
Приложение 7
Классификация сооружений и наружных установок объектов
системы сбора, подготовки и транспортировки нефти по
взрывопожарной и пожарной опасности …………………………..……
144
Приложение 8
Физико-химические свойства газов, паров, нефтепродуктов и
вредных веществ ……………………………..…………………………..
147
Приложение 9
Границы опасной зоны при очистке и испытании трубопроводов ……
Приложение 10
Основные положения по разработке специальной инструкции по
очистке полости и испытанию трубопроводов системы сбора,
подготовки и транспортировки нефти, газа и газоконденсата …..........
149
Приложение 11
Положение по разработке Технологического регламента для
эксплуатации установки подготовки нефти …………………………….
151
Приложение 12
Категория электроприемников по надежности …………......…………..
159
Приложение 13
Показатели воздухообмена в производственных помещениях ……….
161
Приложение 14
Безопасное расстояние от аппаратов огневого нагрева до зданий и
сооружений ..………………………………………………………………
162
Рекомендации по составлению плана ликвидации возможных аварий
(ПЛВА) на взрывопожароопасном объекте ……………………….…….
163
Приложение 15
136
148