|
Стр. 12
необходимым СИЗ и средством связи.
6.6.6. ПГР в осложненных условиях, а также ПВР по ликвидации
аварий в скважинах должны выполняться под непосредственным
руководством ответственного лица геофизической организации. При
ликвидации аварий с использованием взрывных устройств (шнурковых
торпед и т.п.) следует руководствоваться требованиями "Единых
правил безопасности при взрывных работах" (ПБ 13-407-01).
6.7. Требования к оборудованию,
механизмам, инструментам
6.7.1. Технические устройства, применяемые (эксплуатируемые)
на производственных объектах в процессе разведки, обустройства и
разработки месторождений, должны изготавливаться
специализированными организациями в соответствии с проектной
(конструкторской) документацией, учитывающей требования
промышленной безопасности, установленные нормативными документами
Госгортехнадзора России, а также нормативными документами по
стандартизации.
6.7.2. В соответствии с Постановлением Правительства
Российской Федерации "О применении технических устройств на
опасных производственных объектах" от 25.12.1998 N 1540 в
технической документации на техническое устройство, в том числе
иностранного производства, организация-изготовитель (поставщик)
указывает условия и требования безопасной эксплуатации
оборудования механизмов (в т.ч. в условиях коррозионно-агрессивной
среды), методику проведения контрольных испытаний (проверок) этих
устройств, ресурс и срок эксплуатации, порядок технического
обслуживания, ремонта и диагностирования.
6.7.3. Оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также
внутрискважинное оборудование, бурильные, обсадные и лифтовые
трубы, подверженные воздействию сероводорода, должны выбираться с
учетом параметров технологических процессов и характеристики
коррозионно-агрессивной среды. Области использования оборудования
в стандартном и устойчивом к сульфидно-коррозионному
растрескиванию (СКР) исполнениях указаны в таблицах 6.1.
В паспортах на устойчивое к СКР оборудование должны быть
гарантии организации-изготовителя на его применение в указанной
среде.
Эти гарантии не отменяют ингибиторную защиту.
6.7.4. В отдельных случаях, при несущественных отклонениях от
установленных критериев выбора оборудования, по согласованию с
территориальными органами Госгортехнадзора России, допускается
использование стандартного оборудования в коррозионно-агрессивной
среде с обязательной подачей ингибитора коррозии и сокращения
сроков проведения контрольных испытаний (проверок).
6.7.5. Емкость (резервуар) для жидкости, содержащей
сероводород, должна быть оборудована сигнализатором верхнего
предельного уровня жидкости и нижним пробоотборником. Емкости
циркуляционной системы буровой установки должны быть оборудованы в
соответствии с требованиями настоящих Правил.
6.7.6. Для защиты от коррозии технологического оборудования и
трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти,
газа и конденсата, эксплуатационной и лифтовой колонн,
внутрискважинного и другого оборудования, эксплуатируемого в
условиях воздействия сероводорода, должны применяться ингибиторы
коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения
коррозионной активности продукции.
6.7.7. Манифольд противовыбросового оборудования, бурильные
трубы, лифтовые трубы, трубопроводы, находившиеся в контакте с
сероводородом, после их демонтажа перед повторным использованием
должны быть подвергнуты дефектоскопии и опрессованы.
6.7.8. Соответствие качества труб обсадных и лифтовых колонн
техническим условиям и их стойкость к СКР под напряжением должны
подтверждаться сертификатом. Проверка образцов труб на
соответствие сертификату по химическому составу и другим
показателям качества стали проводится в лабораторных условиях по
специальной методике.
6.7.9. Контроль за коррозионным состоянием оборудования помимо
визуального осмотра должен осуществляться следующими методами:
- установкой контрольных образцов;
- по датчикам скорости коррозии;
- по узлам контроля коррозии;
- по водородным зондам;
- ультразвуковой и магнитной толщинометрией.
Методы, периодичность и точки контроля коррозии для каждого
вида оборудования и трубопроводов устанавливаются в соответствии с
рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций и
утверждаются техническим руководителем организации.
Таблица 6.1.а
Области применения оборудования в стандартном и стойком к
сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в
зависимости от абсолютного давления (Рабс), парциального давления
сероводорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного
флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором менее 890 нм3/м3.
-----------T------------------------------------------T--------------------------------------¬
¦Исполнение¦ Рабс < 1,83 x 1E6 Па (18,6 кгс/см2) ¦ Рабс > 1,83 x 1E6 Па (18,6 кгс/см2) ¦
¦оборудова-+---------T-------------------------T------+-------------------------------T------+
¦ния ¦CH2S < 4%¦ 4% < CH2S < 15% (об) ¦CH2S >¦ CH2S < 0,02% (об) ¦CH2S >¦
¦ ¦ (об.) +------------T------------+ 15% +-----------------T-------------+0,02% ¦
¦ ¦ ¦PH2S < 7,3 x¦PH2S < 7,3 x¦ (об) ¦ PH2S < 345 Па ¦PH2S > 345 Па¦ (об) ¦
¦ ¦ ¦ 1E4 Па ¦ 1E4 Па ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+---------+------------+------------+------+-----------------+-------------+------+
¦стандарт- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ное ¦ + ¦ + ¦ - ¦ - ¦ + ¦ - ¦ - ¦
+----------+---------+------------+------------+------+-----------------+-------------+------+
¦стойкое к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦СКР ¦ - ¦ - ¦ + ¦ + ¦ - ¦ + ¦ + ¦
L----------+---------+------------+------------+------+-----------------+-------------+-------
Таблица 6.1.б
Области применения оборудования в стандартном и стойком к
сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в
зависимости от абсолютного давления (Paбc), парциального давления
сероводорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для влажного газа
или обводненной нефти с газовым фактором более 890 нм3/м3.
-----------T-------------------------T---------------------------¬
¦Исполнение¦ Рабс < 450 кПа ¦ Рабс > 450 кПа ¦
¦оборудова-¦ (4,6 кгс/см2) ¦ (4,6 кгс/см2) ¦
¦ния +------------T------------+-------------------T-------+
¦ ¦ CH2S < 10% ¦ CH2S > 10% ¦CH2S < 0,075% (об) ¦CH2S > ¦
¦ ¦ (об) ¦ (об) +--------T----------+0,075% ¦
¦ ¦ ¦ ¦ PH2S < ¦ PH2S > ¦ (об) ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 345 Па ¦ 345 Па ¦ ¦
+----------+------------+------------+--------+----------+-------+
¦стандарт- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ное ¦ + ¦ - ¦ + ¦ - ¦ - ¦
+----------+------------+------------+--------+----------+-------+
¦стойкое к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦СКР ¦ - ¦ + ¦ - ¦ + ¦ + ¦
L----------+------------+------------+--------+----------+--------
6.8. Требования к организации труда,
подготовке и аттестации работников
6.8.1. Организации, осуществляющие деятельность в области
освоения месторождений с высоким содержанием сероводорода, обязаны
иметь лицензию на деятельность по эксплуатации взрывоопасных и
химически опасных производственных объектов (Постановление
Правительства Российской Федерации "О лицензировании деятельности
в области промышленной безопасности опасных производственных
объектов и производства маркшейдерских работ" от 04.06.2002 N 382)
и на деятельность по эксплуатации пожароопасных производственных
объектов в соответствии с Постановлением Правительства Российской
Федерации от 14.08.2002 N 595 "Об утверждении Положения о
лицензировании деятельности по эксплуатации пожароопасных
производственных объектов" (Собрание законодательства Российской
Федерации, 26.08.2003, N 34, ст. 3290).
6.8.2. К работам на объектах месторождений с высоким
содержанием сероводорода допускаются лица, имеющие медицинское
заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах
изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности
работ на объекте, проверку знаний и навыков пользования средствами
защиты органов дыхания.
6.8.3. Не допускается пребывание на газоопасном объекте лиц,
не имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших
соответствующего инструктажа по безопасности.
6.8.4. Не реже одного раза в месяц на объектах должны
проводиться учебно-тренировочные занятия с обслуживающим
персоналом по выработке практических навыков выполнения действий
по ПЛА.
6.8.5. При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или
у другого источника выделения сероводорода исполнители и
руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство.
6.8.6. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны
выше ПДК необходимо немедленно:
- надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);
- оповестить руководителя работ (объекта) и находящихся в
опасной зоне людей;
- принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в
соответствии с ПЛА;
- лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует
покинуть опасную зону и направиться в место сбора, установленное
планом эвакуации.
Руководитель работ (объекта) или ответственный исполнитель
должен подать сигнал тревоги и оповестить вышестоящие организации.
Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально
подготовленным персоналом с привлечением рабочих бригады и
специалистов.
6.8.7. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал
сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в
объеме, утвержденном главным инженером организации-заказчика, с
учетом места и вида работ, иметь индивидуальные сигнализаторы.
6.8.8. Количество и типы средств индивидуальной защиты органов
дыхания на каждом объекте должны определяться проектом с учетом
специфики работ и отраслевых норм обеспечения работников
спецодеждой, спецобувью и другими СИЗ.
Средства коллективной и индивидуальной защиты работников
строительных и других организаций, находящихся в пределах буферных
зон, и порядок обеспечения ими на случай аварийного выброса газа
определяются проектом.
6.8.9. Изолирующие дыхательные аппараты должны применяться
обслуживающим персоналом при выполнении операций, предусмотренных
технологией производства работ в условиях возможного выделения
сероводорода, принятии первоочередных мер при возникновении
аварийной ситуации.
6.8.10. Дыхательные аппараты должны быть подобраны по
размерам. К каждому аппарату прикладывается паспорт и
прикрепляется этикетка с надписью фамилии и инициалов работника. В
паспорте должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и
сроках его следующего испытания.
6.8.11. Газозащитные средства следует проверять в соответствии
с инструкцией по эксплуатации в лаборатории газоспасательной
службы.
6.8.12. На рабочих местах должна быть инструкция по проверке,
эксплуатации и хранению средств защиты.
6.8.13. На газоопасном объекте должен быть аварийный запас
газозащитных средств, количество и типы которых определяются с
учетом численности работающих, удаленности объекта, специфики
выполняемых работ и согласовываются со службой газовой
безопасности.
6.8.14. Помимо аттестации по промышленной безопасности
руководители и специалисты должны пройти проверку знаний
требований нормативных правовых актов в области защиты населения и
территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарно-эпидемиологического
благополучия населения, охраны окружающей среды и охраны труда.
6.8.15. Внутренний контроль соблюдения требований промышленной
безопасности осуществляется организациями с учетом специфических
условий производства в установленном порядке.
6.8.16. Программа обучения персонала объектов подготовки нефти
и газа, содержащих сероводород, в числе основных разделов должна
дополнительно предусматривать следующее:
- свойства и действие сероводорода и других вредных веществ на
организм человека;
- СИЗ, их назначение, устройство, правила пользования;
- знаки безопасности, цвета сигнальные, сигналы аварийного
оповещения;
- порядок, методы и средства контроля воздуха рабочей зоны;
- безопасные приемы и методы работы;
- меры безопасности и порядок действий при возможных аварийных
ситуациях и угрозе их возникновения;
- методы и средства оказания доврачебной помощи пострадавшим.
Приложение 1
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ
ВВ - Взрывчатые вещества
ВМ - Взрывчатые материалы
ГЖ - Горючая жидкость
ГИС - Геофизические исследования скважин
ГТИ - Геологические, геохимические и технологические
исследования
ДНС - Дожимная насосная станция
ИПТ - Испытатели пластов трубные
КВД - Кривая восстановления давления
КИП - Контрольно-измерительные приборы
КИПиА - Контрольно-измерительные приборы и автоматика
КНБК - Компоновка низа бурильной колонны
ЛЭП - Линии электропередач
ЛВЖ - Легковоспламеняемые жидкости
ММП - Многолетнемерзлые породы
НКТ - Насосно-компрессорные трубы
ОЗЦ - Ожидание затвердения цемента
ОПК - Опробователь пластов на кабеле
ПАВ - Поверхностно-активные вещества
ПВА - Прострелочно-взрывные аппараты
ПВО - Противовыбросовое оборудование
ПВР - Прострелочные и взрывные работы
ПГР - Промыслово-геофизические работы
ПДК - Предельно допустимая концентрация
ПЛА - План ликвидации аварий
ПТБЭ - Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей
ПУЭ - Правила устройства электроустановок
ПТЭЭ - Правила техники эксплуатации электроустановок
потребителей
РВ - Радиоактивные вещества
СИЗОД - Средства индивидуальной защиты органов дыхания
СИЗ - Средства индивидуальной защиты
СКН - Станок-качалка
ТМС - Технические моющие средства
УБТ - Утяжеленные бурильные трубы
УКПГ - Установки комплексной подготовки газа
УЭЦН - Установка центробежного насоса
УПН - Установка подготовки нефти
ХВ - Химическое вещество
ЦПС - Центральный пункт сбора
Приложение 2
НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ
ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ЗДАНИЙ
И СООРУЖЕНИЙ СОСЕДНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (М)
--T--------------T-------T-------T-------T-------T------T--------¬
¦N¦ Объекты ¦Жилые ¦Общест-¦Промыш-¦Магист-¦Линии ¦Электро-¦
¦ ¦ ¦здания,¦венные ¦ленные ¦ральные¦элект-¦подстан-¦
¦ ¦ ¦общежи-¦здания ¦и сель-¦нефте- ¦ропе- ¦ции (35/¦
¦ ¦ ¦тия, ¦(клубы,¦скохо- ¦газо- ¦редач ¦6/110/35¦
¦ ¦ ¦вахто- ¦здрав- ¦зяйст- ¦проводы¦(ВЛ 6 ¦кВ) ¦
¦ ¦ ¦вые по-¦пункт и¦венные ¦ ¦кВ и ¦ ¦
¦ ¦ ¦селки ¦др.) ¦пред- ¦ ¦выше) ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦приятия¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦(РМО, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦БПО, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦НПС, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ГПЗ, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦фермы и¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦др.) ¦ ¦ ¦ ¦
+-+--------------+-------+-------+-------+-------+------+--------+
¦1¦Устья нефтяных¦ 300 ¦ 500 ¦ 100 ¦ СНиП ¦ 60 ¦ 100 ¦
¦ ¦скважин - фон-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦танных, газ- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦лифтных, обо- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦рудованных ЭЦН¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦или ШГН ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-+--------------+-------+-------+-------+-------+------+--------+
¦2¦Устья нефтяных¦ 150 ¦ 250 ¦ 50 ¦ СНиП ¦ 30 ¦ 50 ¦
¦ ¦скважин со ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦станками-ка- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦чалками, устья¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦нагнетательных¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-+--------------+-------+-------+-------+-------+------+--------+
¦3¦Здания и со- ¦ 300 ¦ 500 ¦ 100 ¦ СНиП ¦ ПУЭ ¦ 80 ¦
¦ ¦оружения по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦добыче нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦с производст- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вом категории ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦А, Б и Е (ЗУ, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦СУ, ДНС, КНС, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦КС, УПН, УПС, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ЦИС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-+--------------+-------+-------+-------+-------+------+--------+
¦4¦Факел для сжи-¦ 300 ¦ 500 ¦ 100 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 100 ¦
¦ ¦гания газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-+--------------+-------+-------+-------+-------+------+--------+
¦5¦Свеча сброса ¦ 300 ¦ 500 ¦ 100 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦
¦ ¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-+--------------+-------+-------+-------+-------+------+---------
Примечания. 1. Расстояние от объектов обустройства нефтяных
месторождений до магистральных нефтегазопроводов, КС, ГРС и НПС
принимается в соответствии со СНиП "Магистральные трубопроводы".
2. Расстояние до отдельно стоящих вахтовых, жилых и
общественных зданий (за исключением зданий клубов, школ, детских
яслей-садов, больниц) допускается принимать на 50% меньше.
Приложение 3
НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ
МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, М
----------------T------T-----T------T------T-------T-----T------T-------T-----T-----T------T----------T-------T--------T-----T-------T-----T-----T-------T-------T------T----------¬
¦Здания и соору-¦Устья ¦Устья¦Замер-¦Дожим-¦Аварий-¦Уста-¦Печи и¦Факелы ¦Свечи¦Комп-¦Уста- ¦Блоки га- ¦Кусто- ¦Водорас-¦Дре- ¦Блоки ¦Комп-¦Аппа-¦ТП нап-¦Опера- ¦Вагон-¦Вспомога- ¦
¦жения ¦экс- ¦наг- ¦ные и ¦ные ¦ные ре-¦новки¦блоки ¦аварий-¦для ¦рес- ¦новки ¦зораспре- ¦вые на-¦предели-¦наж- ¦для за-¦рес- ¦раты ¦ряжени-¦торные,¦дом ¦тельные ¦
¦ ¦плуа- ¦нета-¦сепа- ¦насос-¦зервуа-¦пред-¦огне- ¦ного ¦сбро-¦сор- ¦подго-¦делитель- ¦сосные ¦тельные ¦ные, ¦качки ¦сор- ¦воз- ¦ем до ¦отдель-¦для ¦здания ¦
¦ ¦таци- ¦тель-¦раци- ¦ные ¦ры ДНС ¦вари-¦вого ¦сжига- ¦са ¦ные ¦товки ¦ной аппа- ¦станции¦пункты ¦кана-¦химреа-¦ные ¦душ- ¦10 кВ и¦но сто-¦обог- ¦(произ- ¦
¦ ¦онных ¦ных ¦онные ¦стан- ¦(типа ¦тель-¦нагре-¦ния ¦газа ¦стан-¦газа ¦ратуры, ¦системы¦(ВРП), ¦лиза-¦гентов,¦воз- ¦ного ¦РУ (от-¦ящие ¦рева ¦водствен- ¦
¦ ¦неф- ¦сква-¦уста- ¦ции ¦РВС) ¦ного ¦ва ¦газа ¦ ¦ции ¦(УПГ) ¦узлы уче- ¦ППД ¦блоки ¦цион-¦ингиби-¦духа ¦ох- ¦крытые,¦шкафы и¦персо-¦но-быто- ¦
¦ ¦тяных ¦жин ¦новки ¦(тех- ¦ ¦сбро-¦нефти ¦ ¦ ¦газ- ¦ ¦та нефти ¦(КНС, ¦напорной¦ные ¦торов ¦ ¦лаж- ¦закры- ¦блоки ¦нала ¦вой блок, ¦
¦ ¦и газ-¦ ¦ ¦ноло- ¦ ¦са ¦ ¦ ¦ ¦лифта¦ ¦и газа, ¦БКНС) ¦гребенки¦ем- ¦корро- ¦ ¦дения¦тые) ¦управ- ¦ ¦столовая, ¦
¦ ¦лифт- ¦ ¦ ¦гичес-¦ ¦плас-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦управления¦ ¦(БГ) ¦кости¦зии и ¦ ¦ ¦ ¦ления ¦ ¦складское ¦
¦ ¦ных ¦ ¦ ¦кие ¦ ¦товой¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦задвижками¦ ¦ ¦ ¦метано-¦ ¦ ¦ ¦К и А ¦ ¦помещение ¦
¦ ¦сква- ¦ ¦ ¦пло- ¦ ¦воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦запуска и ¦ ¦ ¦ ¦ла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦для вспо- ¦
¦ ¦жин ¦ ¦ ¦щадки)¦ ¦(УПС)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦приема ша-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦могатель- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ного обо- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦рудования,¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦котельная)¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦ 16 ¦ 17 ¦ 18 ¦ 19 ¦ 20 ¦ 21 ¦ 22 ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦1. Устья экс- ¦ 5 ¦ 5 ¦ 9 ¦ 30 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 100 ¦ 30 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 9 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 30 ¦ 26/12 ¦ 24 ¦ 30 ¦ 39 ¦
¦плуатационных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦нефтяных и газ-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦лифтных скважин¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦2. Устья нагне-¦ б ¦ б ¦ 9 ¦ 15 ¦ 24 ¦ 24 ¦ 24 ¦ 100 ¦ 30 ¦ 24 ¦ 24 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 25/12 ¦ 24 ¦ 30 ¦ 39 ¦
¦тательных сква-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦жин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦3. Замерные и ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ + ¦ 15 ¦ 60 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 15 ¦ 25/12 ¦ +++ ¦ 18 ¦ 39 ¦
¦сепарационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦установки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦4. Дожимные на-¦ 30 ¦ 15 ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ + ¦ 15 ¦ 60 ¦ 80 ¦ + ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 15 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 18 ¦ 39 ¦
¦сосные станции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(технологичес- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦кие площадки) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦5. Аварийные ¦ 39 ¦ 24 ¦ 15 ¦ 15 ¦ + ¦ 15 ¦ 30 ¦ 100 ¦ 15 ¦ 16 ¦ 15 ¦ 12 ¦ 15 ¦ 15 ¦ + ¦ 12 ¦ 30 ¦ 30 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 39 ¦ 39 ¦
¦резервуары ДНС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(типа РВС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦6. Установка ¦ 39 ¦ 24 ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ + ¦ 15 ¦ 60 ¦ 30 ¦ + ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 15 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 18 ¦ 39 ¦
¦предварительно-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦го сброса плас-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦товой воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(УПС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦7. Печи и блоки¦ 39 ¦ 24 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 30 ¦ 15 ¦ + ¦ 60 ¦ 30 ¦ 18 ¦ 18 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 18 ¦ 39 ¦
¦огневого нагре-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ва нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦8. Факелы ава- ¦ 100 ¦100 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 100 ¦ 60 ¦ 60 ¦ h/фак ¦h/фак¦100 ¦ 100 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 100 ¦
¦рийного сжига- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ния газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦9. Свечи для ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 15 ¦ 30 ¦ 30 ¦ h/фак ¦ + ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 100 ¦
¦сброса газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦10. Компрессор-¦ 39 ¦ 24 ¦ 9 ¦ + ¦ 15 ¦ + ¦ 18 ¦ 100 ¦ 30 ¦ + ¦ 9 ¦ + ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 15 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 30 ¦ 30 ¦
¦ные станции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газлифта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦11. Установки ¦ 39 ¦ 24 ¦ 9 ¦ + ¦ 15 ¦ + ¦ 18 ¦ 100 ¦ 30 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 15 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 30 ¦ 30 ¦
¦подготовки газа¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(УПГ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦12. Блоки газо-¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ + ¦ 15 ¦ 60 ¦ 30 ¦ + ¦ + ¦ + ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 15 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 18 ¦ 30 ¦
¦распределитель-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ной аппаратуры ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(Б Г РА), узлы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦учета нефти и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газа, управле- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ния задвижками,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦запуска и при- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ема шаров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦13. Кустовые ¦ 30 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 60 ¦ 30 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ + ¦ + ¦ 9 ¦ 0 ¦ 9 ¦ 15 ¦ +++ ¦ +++ ¦ 9 ¦ 30 ¦
¦насосные стан- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ции Ш1Д (КНС, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦БКНС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦14. Водораспре-¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 16 ¦ 9 ¦ 15 ¦ 60 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 15 ¦ + ¦ + ¦ 9 ¦ 30 ¦
¦делительные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦пункты (ВРП), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦блоки напорной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦гребенки (БГ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦15. Дренажные ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 60 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 30 ¦
¦канализационные¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦емкости ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦16. Блоки для ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ 12 ¦ + ¦ 15 ¦ 50 ¦ 30 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ 9 ¦ 15 ¦ + ¦ + ¦ 18 ¦ 30 ¦
¦закачки химреа-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦гентов, ингиби-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦торов коррозии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦и метанола ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦17. Компрессор-¦ 16 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 60 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦
¦ные воздуха ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦18. Аппараты ¦ 30 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 30 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 100 ¦ 30 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 15 ¦ 9 ¦ 15 ¦ + ¦ + ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦
¦воздушного ох- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦лаждения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦19. Трансформа-¦ 25/12¦25/12¦ 25/12¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ 15 ¦ 60 ¦ 80 ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ 9 ¦ +++ ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ +++ ¦ +++ ¦
¦торные подстан-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ции напряжением¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦до 10 кВ и РУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦открытые, за- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦крытые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦20. Оператор- ¦ 24 ¦ 24 ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ 9 ¦ 60 ¦ 60 ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ +++ ¦ 9 ¦ +++ ¦ 9 ¦ 9 ¦ + ¦ + ¦ ++ ¦ ++ ¦
¦ные, отдельно ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦стоящие шкафы и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦блоки управле- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ния КиА ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦21. Вагон для ¦ 30 ¦ 30 ¦ 18 ¦ 18 ¦ 39 ¦ 18 ¦ 18 ¦ 60 ¦ 60 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 18 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 18 ¦ 9 ¦ 9 ¦ +++ ¦ ++ ¦ + ¦ ++ ¦
¦обогрева персо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦нала ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+----------+
¦22. Вспомога- ¦ 39 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 100 ¦ 100 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ +++ ¦ ++ ¦ ++ ¦ ++ ¦
¦тельные здания ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(производствен-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦но-бытовой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦блок, столовая,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦складское поме-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦щение для вспо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦могательного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦оборудования, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦котельная) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---------------+------+-----+------+------+-------+-----+------+-------+-----+-----+------+----------+-------+--------+-----+-------+-----+-----+-------+-------+------+-----------
+ расстояния не нормируются;
++ расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП
"Генеральные планы промышленных предприятий";
+++ расстояния принимаются в соответствии с разделом VII ПУЭ
"Правила устройства электроустановок".
Примечания. 1. В графе 19 расстояния, указанные дробью: в
числителе - до открытых ТП и РУ, в знаменателе - до закрытых ТП и
РУ.
2. Расстояния между устьями одиночной эксплуатационной и
бурящейся скважины следует принимать не менее высоты вышки плюс 10
м.
Приложение 4
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ КЛАССОВ ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОН
Класс взрывоопасности - зона 0
Класс взрывоопасности - зона 1
Класс взрывоопасности - зона 2
Рисунки 1 - 9 не приводятся.
Приложение 5
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО СОСТАВЛЕНИЮ ПЛАНОВ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
НА ВЗРЫВОПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ
1. План ликвидации аварий (ПЛА) должен быть составлен на
каждый взрывопожароопасный объект или его взрывопожароопасный
участок, цех и т.п.
2. В ПЛА должны предусматриваться:
2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия,
опасные для жизни людей;
2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией;
2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их
возникновения, а также первоочередные действия производственного
персонала при возникновении аварий;
2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации
аварий;
2.5. Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и
противофонтанными отрядами.
3. ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из специалистов,
назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются 1 раз в
три года. При изменении технологии, условий работы, правил
безопасности в ПЛА должны быть внесены соответствующие изменения и
дополнения в установленном порядке.
4. ПЛА в количестве пяти экземпляров утверждается техническим
руководителем предприятия при наличии актов проверки:
- состояния систем контроля технологического процесса;
- состояния вентиляционных устройств;
- наличия и исправности средств для спасения людей,
противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации
аварий в их начальной стадии;
- исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного
освещения.
5. ПЛА должен содержать:
5.1. Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены
все виды возможных аварий на данном объекте, определены
мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица,
ответственные за выполнение мероприятий, и исполнители, места
нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий,
действия газоспасателей, пожарных и других подразделений;
5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами,
участвующими в ликвидации аварии;
5.3. Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть
немедленно извещены об аварии;
5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая
схема);
5.5. Списки инструментов, средств индивидуальной защиты,
материалов, находящихся в аварийных шкафах (помещениях), с
указанием их количества и основной характеристики.
6. В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:
6.1. Способы оповещения об аварии (сирена, световая
сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), пути выхода
людей из опасных мест и участков в зависимости от характера
аварии;
6.2. Действия лиц технического персонала, ответственных за
эвакуацию людей и проведение предусмотренных мероприятий;
6.3. Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том
числе включение аварийной вентиляции (при наличии);
6.4. Необходимость и последовательность выключения
электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия
источников поступления вредных и опасных веществ;
6.5. Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам
постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны;
6.6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии.
Первоочередные действия технического персонала по ликвидации
аварий (пожара), предупреждению увеличения их размеров и
осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжелых
последствий аварий. Порядок взаимодействия с газоспасательными и
другими специализированными службами.
7. Ознакомление с ПЛА производственно-технического персонала
должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа
под расписку.
8. ПЛА (или его оперативная часть) должен быть вывешен на
видном месте, определенном руководителем объекта (участка). Полные
экземпляры ПЛА должны находиться у технического руководителя
предприятия, в диспетчерской, у газоспасателей, в отделе техники
безопасности и на рабочем месте.
9. Ответственность за своевременное и правильное составление
ПЛА и его соответствие действительному положению на производстве
несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия.
10. Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по
выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев,
оговоренных настоящими Правилами, устанавливается организацией с
учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.
Приложение 6
НАИМЕНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ, РАЗРАБОТАВШЕЙ ДОКУМЕНТ
Утверждаю
Главный инженер
(технический директор)
организации
________________________
(Фамилия, имя, отчество)
________________________
(дата)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Главный технолог организации
________________________
(Фамилия, имя, отчество)
________________________
(дата)
Руководитель службы охраны труда
________________________
(Фамилия, имя, отчество)
________________________
(дата)
Руководители технических служб (механика, энергетика, КИПиА)
________________________
(Фамилия, имя, отчество) Индекс регламента
________________________ Срок действия до _______
(дата)
1. Общие положения
1.1. Требования Положения о технологическом регламенте
установок подготовки нефти распространяются на технологические
регламенты (ТР) вновь вводимых для установок нефти в организации
нефтегазовой отрасли независимо от их организационно-правовых форм
и видов собственности.
1.2. Порядок и сроки приведения ТР действующих, расширяемых и
реконструируемых установок в соответствии с требованиями
настоящего Положения определяются в каждом конкретном случае
руководителями организаций по согласованию с местными органами
Госгортехнадзора России.
1.3. Положение определяет состав, содержание, порядок
разработки, согласования и утверждения технологических регламентов
установок производства нефти.
1.4. ТР является основным технологическим документом и
определяет технологию ведения процесса или отдельных его стадий
(операций), режимы и рецептуру производства продукции, показатели
качества продукции, безопасные условия работы и действующие
нормативные документы.
1.5. ТР должен обеспечивать безопасные условия работы,
нормальную эксплуатацию оборудования, экономичное ведение
процесса, заданное качество продукции.
1.6. Ответственность за соблюдение требований настоящего
Положения возлагается на руководителя организации.
1.7. Лица, допустившие эксплуатацию производства без наличия
утвержденного ТР или в нарушение действующего ТР, привлекаются к
дисциплинарной ответственности, если последствия этих нарушений не
требуют применения более строгого наказания в соответствии с
действующим законодательством.
2. Разработка, согласование и утверждение
технологического регламента
2.1. ТР разрабатывается на установку подготовки нефти в целом.
2.2. При проведении опытного пробега, опробования нового
оборудования на действующих установках с утвержденными
регламентами разрабатывается отдельный регламент.
Допускается разработка дополнений к действующему регламенту.
Вопрос разработки отдельного ТР или дополнения к действующему
регламенту решает организация, утверждающая регламент.
2.3. ТР разрабатывается автором процесса -
научно-исследовательской или проектной организацией.
ТР может разрабатываться организацией.
В случае, когда на момент разработки (согласования) ТР
организация-разработчик процесса (проекта) ликвидирована, функции
разрабатывающей (согласующей) организации могут быть возложены на
научно-исследовательскую организацию, выдающую исходные данные для
проектирования организации, или проектную организацию -
генерального проектировщика организации или могут быть поручены
другой организации.
2.4. ТР, разработанный в организации, подлежит согласованию с
соответствующими техническими службами и утверждается главным
инженером (техническим директором) предприятия.
Примечание. Главный инженер (технический директор) в каждом
конкретном случае определяет технические службы, с которыми
необходимо провести согласование ТР.
2.5. При использовании импортного оборудования необходимо
соблюдать следующие условия:
- импортируемое оборудование должно отвечать требованиям
нормативно-технической документации, действующей в России;
- на применение зарубежного оборудования должно быть получено
разрешение Госгортехнадзора России.
2.6. Для предварительной оценки возможности применения
зарубежного оборудования при подготовке контракта на поставку
должны привлекаться специалисты организаций, аккредитованных
Госгортехнадзором России.
3. Срок действия регламента
3.1. Срок действия ТР устанавливается 5 лет.
В случае разработки ТР, указанного в п. 2.2, срок действия
регламента ограничивается до двух лет.
3.2. При наличии незначительных изменений и дополнений,
внесение которых не затрудняет пользование регламентом, или при их
отсутствии срок действия ТР может быть продлен еще на 5 лет, но
не более одного раза.
3.3. По истечении двух пятилетних сроков ТР подлежит
обязательному пересмотру. Согласование пересмотренного ТР
проводится в организации с соответствующими техническими службами
и утверждается главным инженером (техническим директором)
организации.
3.4. ТР пересматривается досрочно в случае:
- введения в действие федеральными органами исполнительной
власти Российской Федерации новых положений и ограничений, которые
противоречат пунктам или разделам регламента;
- аварий при производстве продукции, происшедших по причине
недостаточного отражения в ТР безопасных условий эксплуатации;
- наличия принципиальных изменений в технологии, аппаратурном
оформлении, внесение в ТР которых потребует изменения
значительного количества разделов и пунктов регламента.
4. Порядок оформления и хранения
технологического регламента
4.1. Текстовая часть регламента оформляется на формате А-4
ГОСТ 2.301-68 ЕСКД "Форматы".
4.2. Каждому ТР присваивается номер или обозначение в порядке,
принятом в организации.
4.3. Утвержденный ТР хранится в техническом отделе
организации.
Копии и выписки из ТР, заверенные техническим отделом
организации, передаются для руководства и ведения технологического
режима руководителям установок, а также другим заинтересованным
организациям.
5. Порядок оформления и хранения
технологического регламента
5.1. В действующий ТР могут вноситься изменения и дополнения,
связанные с изменением качества сырья, необходимостью изменения
нагрузок, режимов, замены оборудования.
При коренных изменениях производства, расширении,
реконструкции разрабатывается новый ТР.
5.2. Незначительные изменения и дополнения подлежат
согласованию с теми техническими службами организации, которые
имеют непосредственное отношение к ним и утверждаются главным
инженером (техническим директором) организации.
5.3. Изменения оформляются по следующей форме и хранятся
совместно с регламентом.
----T-------------------T-------------T--------------T-----------¬
¦ N ¦N раздела, страницы¦Старая редак-¦Новая редакция¦Обоснование¦
¦п/п¦ ¦ция ¦ ¦изменения и¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦дополнения ¦
+---+-------------------+-------------+--------------+-----------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
L---+-------------------+-------------+--------------+------------
5.4. Лист регистрации изменений оформляется по следующей форме
и вшивается в регламент для последующих записей внесенных
изменений и дополнений.
-----T------------------------T----------T-----T--------T----T---¬
¦Изм.¦Номера листов (страниц) ¦Всего лис-¦N до-¦Входящий¦Под-¦Да-¦
¦ +------T-----T-----T-----+тов (стр.)¦ку- ¦N сопро-¦пись¦та ¦
¦ ¦изме- ¦заме-¦новых¦анну-¦в докумен-¦мента¦води- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ненных¦нен- ¦ ¦лиро-¦те ¦ ¦тельного¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ных ¦ ¦ван- ¦ ¦ ¦докумен-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ных ¦ ¦ ¦та ¦ ¦ ¦
|
