• Реклама

  • Реклама


  • Новости сайта
  • Постановление Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 20.06.2003 N 4812)

    Страница 11


    Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 |


    При обнаружении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины.

    6.5.2.8. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью, соответствующей рабочему проекту или плану работ, обработанная нейтрализатором сероводорода. Любой ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом.

    6.5.2.9. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья, необходимо установить противовыбросовое оборудование, в состав которого должен входить превентор со срезающими плашками.

    Схема оборудования устья скважины согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

    6.5.2.10. При появлении признаков нефтегазопроявления ремонтные работы на скважине должны быть немедленно прекращены и приняты меры по ликвидации осложнения.

    6.5.2.11. При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины, смене крестовин, противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры запрещается оставлять открытым устье скважины.

    6.5.2.12. Система автоматизации добывающих скважин и прискважинного оборудования должна обеспечивать:

    - подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при возможных аварийных ситуациях, сигнализацию об аварийных отклонениях технологических параметров;

    - автоматическое отключение скважин при нарушении режима;

    - контроль за состоянием воздушной среды на объектах промысла с автоматическим их отключением при утечках продукта.

    6.5.3. Сбор и подготовка нефти, газа и газоконденсата

    6.5.3.1. В организации составляется и утверждается главным инженером график проведения проверки герметичности фланцевых соединений, арматуры, люков и других источников возможных выделений сероводорода.

    6.5.3.2. Для перекачки сероводородосодержащих сред должны использоваться насосы с бессальниковым исполнением или снабженные электромагнитными муфтами.

    6.5.3.3. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться очистке, а при содержании сероводорода и других вредных веществ выше ПДК - нейтрализации.

    6.5.3.4. До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных отложений.

    Перед осмотром и ремонтом емкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для предотвращения самовозгорания пирофорных отложений. По дезактивации пирофорных соединений должны осуществляться мероприятия с применением пенных систем на основе ПАВ либо других методов, отмывающих стенки аппаратов от этих соединений.

    6.5.3.5. К работе внутри емкости и аппарата можно приступать, если содержание в них сероводорода, нефтяных газов и паров нефти не превышает ПДК, и только в дыхательных аппаратах.

    Порядок безопасного проведения работ по очистке, дезактивации пирофорных отложений, осмотру и ремонту такого оборудования должен быть изложен в специальной инструкции, утвержденной техническим руководителем организации.

    6.5.3.6. Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при ремонтных работах все разбираемые узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).

    6.5.3.7. Для предотвращения возгорания пирофорных отложений на стенках емкостей и аппаратов перед подготовкой к осмотру и ремонту последние должны заполняться паром или водой по мере их освобождения.

    Подача пара должна производиться с такой интенсивностью, чтобы в емкостях и аппаратах все время поддерживалось давление несколько выше атмосферного. Расход пара следует контролировать по выходу сверху емкости и аппарата.

    Во время пропарки аппаратов, емкостей, резервуаров температура поверхностей должна быть не ниже 60 град. С.

    6.5.3.8. Продолжительность пропарки устанавливается соответствующими инструкциями для каждого типоразмера оборудования индивидуально, но должна быть не менее 24 ч. Пропарка аппаратов должна производиться при закрытых люках, резервуаров - при открытом дыхательном клапане.

    6.5.3.9. В конце периода пропарки необходимо осуществить дезактивацию пирофорных отложений (контролируемое окисление их кислородом воздуха) путем подачи в оборудование с помощью дозировочных устройств (контрольных расходомеров) дозированной паровоздушной смеси с содержанием кислорода 3 - 8% объемных (15 - 40% объемных воздуха) в течение 3 - 6 часов соответственно. По завершении пропарки оборудование должно быть заполнено водой до верхнего уровня. После заполнения для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 м/ч.

    При отрицательной температуре окружающего воздуха промывку (заполнение) оборудования следует производить подогретой водой или водой с паром.

    6.5.3.10. Для промывки оборудования и пропарки должны быть предусмотрены стационарные или передвижные штатные устройства и коммуникации для подачи пара и воды.

    6.5.3.11. По завершении промывки оборудование следует проветрить воздухом (первоначально при небольшом поступлении пара). Открывать люки для проветривания оборудования необходимо начиная с верхнего, чтобы избежать интенсивного движения в нем атмосферного воздуха.

    6.5.3.12. Работы по очистке оборудования от пирофорных отложений, осуществляемые механизированным способом (например, через нижний люк-лаз с помощью скребка с заборным и отсасывающим устройством), не требующим присутствия рабочих внутри оборудования, допускается проводить без его предварительной пропарки и дегазации согласно специальной инструкции, утвержденной техническим руководителем организации. При этом оборудование освобождают от горючего продукта, отключают от всех трубопроводов заглушками, внутреннее пространство заполняют воздушно-механической пеной средней или высокой кратности и в процессе производства очистных работ обеспечивают постоянство заполнения оборудования пеной. При выполнении работ должны быть обеспечены условия, исключающие возникновение разряда статического электричества.

    6.5.3.13. Отложения, извлекаемые из оборудования, должны находиться под слоем воды или во влажном состоянии в специальных емкостях, установленных вдали от мест возможного выделения и скопления горючих паров и газов.

    6.5.3.14. По завершении очистки оборудования пирофорные отложения должны быть удалены с территории объекта во влажном состоянии в специально отведенное для этого место либо захоронены в землю в местах, согласованных с местным органом пожарной охраны и лабораторией охраны окружающей среды.

    6.5.3.15. При наличии на объектах добычи газо- и продуктопроводов с большим геометрическим объемом необходимо секционировать их путем установки автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 - 4000 нм3 сероводорода.

    6.6. Требования к ведению

    промыслово-геофизических работ

    6.6.1. Промыслово-геофизические работы (далее - ПГР) в скважинах, где вскрыты пласты, содержащие сероводород, должны проводиться по плану работ, утвержденному техническими руководителями геофизической организации и организации заказчика и согласованному с противофонтанной службой.

    6.6.2. ПГР могут проводиться только после проверки состояния скважины, оборудования и средств связи с организацией-заказчиком с оформлением акта.

    Перед проведением прострелочно-взрывных работ (ПВР) во время шаблонирования скважины необходимо определить гидростатическое давление в интервале прострела. Проведение ПВР разрешается только в случае, если замеренное гидростатическое давление превышает пластовое не менее чем на 5 - 10%.

    6.6.3. Работы по испытанию пластов, содержащих сероводород, трубными испытателями в процессе бурения скважин должны проводиться по планам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

    6.6.4. Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника должно обеспечивать хороший обзор рабочей площадки и возможность быстрого проветривания салона.

    6.6.5. При работе в условиях, затрудняющих сигнализацию о наличии сероводорода (ветер, снег, туман и т.п.), руководителем ПГР должен быть выделен работник для наблюдения за этими устройствами, который должен быть проинструктирован и обеспечен 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.

    -----------+------------------------------------------+--------------------------------------¬
    ¦Исполнение¦    Рабс < 1,83 x 1E6 Па (18,6 кгс/см2)   ¦ Рабс > 1,83 x 1E6 Па (18,6 кгс/см2)  ¦
    ¦оборудова-+---------+-------------------------+------+-------------------------------+------+
    ¦ния       ¦CH2S < 4%¦   4% < CH2S < 15% (об)  ¦CH2S >¦        CH2S < 0,02% (об)      ¦CH2S >¦
    ¦          ¦  (об.)  +------------+------------+ 15%  +-----------------+-------------+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.

    -----------+-------------------------+---------------------------¬
    ¦Исполнение¦     Рабс < 450 кПа      ¦      Рабс > 450 кПа       ¦
    ¦оборудова-¦      (4,6 кгс/см2)      ¦       (4,6 кгс/см2)       ¦
    ¦ния       +------------+------------+-------------------+-------+
    ¦          ¦ CH2S < 10% ¦ CH2S > 10% ¦CH2S < 0,075% (об) ¦CH2S > ¦
    ¦          ¦    (об)    ¦    (об)    +--------+----------+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--------------+-------+-------+-------+-------+------+--------¬
    ¦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-----+-------+-------+------+----------¬
    ¦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  ¦      ¦     ¦      ¦      ¦       ¦     ¦      ¦       ¦     ¦     ¦      ¦          ¦       ¦        ¦     ¦       ¦     ¦     ¦       ¦       ¦      ¦          ¦

    Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 |


    Архив правовых актов
  • Реклама
 
  • Реклама
  • Счетчики

  • Рейтинг@Mail.ru
  • Новости