ФНиП 534 Действует

Башмаки подлежат замене при увеличении указанных зазоров:

- для рельсовых проводников массой до 55 кг/м - свыше 8 мм, массой 55 кг/м и выше - свыше 12 мм;

- для деревянных - свыше 15 мм;

- для коробчатых - свыше половины толщины стенки.

Применение на подъемных сосудах упругих направляющих устройств допускается только в сочетании с конструктивно обособленными жесткими предохранительными башмаками, устанавливаемыми непосредственно на несущей конструкции подъемного сосуда.

Первоначальные зазоры на сторону между контактными поверхностями предохранительных башмаков скольжения и проводников на сторону при их установке составляют:

- для проводников из рельсов - 10 мм;

- для проводников прямоугольного сечения - 15 мм.

Износ направляющих башмаков скольжения на сторону допускается до 8 мм, при этом суммарный износ проводника и башмака на сторону не должен превышать:

- для проводников из рельсов массой до 55 кг/м и коробчатых - 10 мм;

- для проводников из рельсов массой 55 кг/м и выше - 15 мм;

- для проводников из дерева - 18 мм.

Вновь устанавливаемые при заменах рабочие или предохранительные жесткие башмаки скольжения, независимо от степени износа проводников, должны обеспечивать первоначальные зазоры.

1877. Не допускается в одной горной выработке одновременная работа технических устройств спуска-подъема людей и средств рельсового транспорта для спуска-подъема грузов, за исключением случаев ремонта этих горных выработок.

Использование одной технической установки для спуска и подъема людей и грузов допускается только в том случае, если при этом не производят смену (перецепку) подъемных сосудов.

Для перевозки людей применяются клети, пассажирские вагонетки, подвесные канатные дороги и монорельсовые дороги, оснащенные пассажирскими или грузопассажирскими вагонетками.

Для доставки материалов и выдачи породы при ремонтах людских ходков, оборудованных механической доставкой, допускается прицеплять к неразгруженному пассажирскому поезду грузовую вагонетку. При этом:

скорость поезда не должна превышать 3 м/с;

- для прицепки грузовой вагонетки применяются прицепные устройства, предназначенные для этих целей;

- нагрузка на прицепное устройство головной пассажирской вагонетки и на лебедку не должна превышать расчетной.

Не допускается перевозка людей в пассажирском поезде с прицепленной грузовой вагонеткой.

1905. Подъемные канаты вертикальных и наклонных шахтных подъемов, за исключением канатов на грузовых наклонных подъемах с углом наклона менее 30°, тяговые канаты для монорельсовых дорог, тяговые и несущие канаты для подземных канатных дорог перед их навеской испытываются на канатно-испытательных станциях.

1914. Все канаты осматриваются по всей длине при скорости движения не более 0,3 м/с.

Поврежденные участки канатов, а также стыковые соединения резинотросовых канатов осматриваются при неподвижном канате.

На подъемных установках ежесуточный осмотр канатов, у которых число оборванных проволок не превышает 2% общего числа проволок каната на длине одного шага свивки, проводится при скорости движения не более 1 м/с.

2111. Не допускаются параллельные соединения передвижных подстанций и трансформаторов для питания РП, к которому подключены токоприемники общей мощностью, превышающей мощность каждой из передвижных подстанций и трансформаторов.

Стационарные РП присоединяются к трансформаторным подстанциям бронированными кабелями.

2004. В структурных подразделениях, ведущих работы по добыче нефти, ведется журнал записи результатов испытаний, осмотров, проверки и ремонтов "горячих" трубопроводов и устьев нагнетательных скважин по форме, установленной организационно-распорядительным документом нефтяной шахты.

1925. Подъемные прядевые канаты, эксплуатирующиеся в вертикальных стволах, на людских и грузолюдских подъемах в наклонных горных выработках, навешиваемые с запасом прочности по отношению к максимальной расчетной статической нагрузке менее 6-кратного, подвергаются инструментальному контролю для определения по всей их длине потери сечения стали канатов.

2048. В нефтяных шахтах II группы опасности по углеводородным газам не допускается использование открытых емкостей сбора и подготовки нефти и воды. Емкости сбора и подготовки нефти и воды в эксплуатационных блоках выполняются герметичными и оснащаются трубопроводами для отвода выделяющихся в них газов и паров в дегазационную сеть.

2058. В верхних и нижних частях вертикальных и наклонных трубопроводов устанавливаются устройства для слива жидкости.

2067. Трубопроводы после монтажа и капитального ремонта проверяются на прочность и герметичность. До установки арматуры и опрессовки трубопровод продувается или промывается.

2082. П-образные компенсаторы и арки "горячих" трубопроводов в местах переходов через горные выработки закрепляются к элементам крепи горной выработки или укладываются в канавки.

2077. Участки "горячих" трубопроводов, проложенные по почве горной выработки и в канавах, оснащаются изоляцией для защиты от коррозии.

2076. Запорная арматура на "горячих" трубопроводах устанавливается в хорошо проветриваемых местах, доступных для осмотров и ремонтов. В необходимых случаях для подхода к ней устраиваются лестницы, переходы и площадки. Запорная арматура на "горячих" трубопроводах нумеруется, начиная от источника теплоносителя или от насосной установки.

2109. Телемеханическое управление КРУ с пульта горного диспетчера (оператора) нефтяной шахты организуется в соответствии с проектной документацией.

КРУ устанавливают в камерах, проветриваемых свежей струей воздуха.

Для включения РП участка и электрооборудования, расположенного в горных выработках с исходящей струей воздуха, применяются коммутационные аппараты с БРУ.

2127. С обеих торцовых сторон передвижных подстанций, установленных в откаточных выработках, предусматриваются площадки и со стороны высшего напряжения - деревянные решетки на изоляторах.

У передвижной подстанции устанавливается предохранительное устройство, исключающее возможность заезда подвижного состава на участок рельсового пути, на котором установлена подстанция.

На подходах к подстанции вывешиваются предупредительные знаки.

2161. Допускается соединение и ремонт (восстановление) гибких и бронированных кабелей в шахтах с помощью горячей вулканизации и комплектов починочных материалов из компаундов и трубок холодной усадки.

2150. Присоединение передвижного электрооборудования выполняется гибкими экранированными кабелями.

2152. Не допускается применение кабелей всех назначений с алюминиевыми жилами или в алюминиевой оболочке.

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

1234. Перед началом работ по ремонту скважины (до подъема мачты) необходимо провести испытание якорей для оттяжек мачты (вышки). Усилие испытания устанавливается для конкретного типа агрегатов в соответствии с паспортными данными, рекомендуемыми заводом-изготовителем. В случаях, когда якорь не выдержал положенные нагрузки, следует изменить его конструкцию, величину заглубления или диаметр.

В качестве якорей при невозможности их установки или в случае производства ремонта (освоении) скважины на кустовых площадках месторождений, имеющих гидроизоляционный слой, по согласованию с организацией, эксплуатирующей ОПО разрешается использование железобетонных конструкций при условии проведения вышеуказанных расчетов и испытаний.

Все якоря и оттяжки должны быть обозначены хорошо видимыми опознавательными знаками (красными флажками или сигнальными лентами). Якоря должны иметь ограждение, препятствующее наезду автотранспорта.

При замене агрегата по ремонту скважины (установки), а также при затяжном ремонте (более 2 месяцев) должно производиться повторное испытание каждого якоря.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

166. Энергетические установки размещаются вне взрывоопасных помещений и зон.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1021. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

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

1047. Величина максимального заполнения емкостей продуктом не должна превышать 83% геометрического объема.

1334. Для подсоединений отдельных заземляющих проводников геофизического оборудования на контур заземления скважины или металлоконструкции скважины в легкодоступном, хорошо видимом месте знаком "Земля" должна быть обозначена точка подключения.

1339. При невозможности ликвидации прихвата расхаживанием кабеля должен быть составлен акт и поставлено в известность техническое руководство организации, в ведении которого находится скважина, и геофизической организации.

1468. Запрещается пребывание на газоопасном объекте лиц, не имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших соответствующего инструктажа по безопасности.

1668. В действующих горных выработках нефтяной шахты предусматривается не менее двух ничем не загроможденных выходов.

1412. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.

1517. Не допускается консервация и ликвидация скважины с межколонными пропусками газа, нефти и воды.

1506. Ликвидированные скважины исключаются из сведений, характеризующих ОПО, свидетельства о регистрации ОПО в государственном реестре.

1491. ТР разрабатывается на срок, равный 5 годам.

В случае разработки ТР, указанного в пункте 1489 настоящих Правил, срок действия ТР определяется сроком опытной эксплуатации или опробования нового оборудования и ограничивается 2 годами.

1664. Запрещается ведение горных работ без утвержденной руководителем нефтяной шахты документации по ведению горных работ.

1588. Консервации подлежат все категории скважин по окончании бурения на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды.

1653. Противоаварийная защита обеспечивает предупреждение аварий и инцидентов в горных выработках нефтяной шахты реализацией комплекса мер и средств, определенных проектной документацией, а в случае их возникновения - ведение аварийно-спасательных работ.

1700. Сечения действующих горных выработок должны соответствовать проектной документации.

1734. Контроль состава рудничного воздуха и определение газообильности нефтяных шахт, опасных по газу, осуществляются в соответствии с приложением № 15 к настоящим Правилам.

1779. Расстояние от конца вентиляционного трубопровода до забоя не должно превышать 8 м, при проведении восстающих горных выработок - не более 6 м.

Вентиляционный трубопровод поддерживается в состоянии, обеспечивающем расчетный расход воздуха в забое.

Приложение № 4

Таблица № 1 Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (Pабс), парциального давления сернистого водорода (P(H2S)) и его концентрации (C(H2S)) для многофазного флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором менее 890 нм3/м3

Исполнение оборудования | Pабс 15% (объемных) | C(H2S) 0,075% (объемных) | | | P(H2S) 7,3 · 104 Па | | | | | | | | | P(H2S) 345 Па | | | Стандартное | + | + | - | - | + | - | - | Стойкое к СКР | - | - | + | + | - | + | + |

Таблица № 2 Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (Pабс), парциального давления сернистого водорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного флюида

"нефть - газ - вода" с газовым фактором более 890 нм³/м³

Исполнение оборудования | Pабс 450 кПа (4,6 кгс/см²) | | | CH2S 10% (объемных) | | | CH2S 345 Па | стандартное | + | - | + | - | - стойкое к СКР | - | + | - | + | +

2084. В горных выработках, в которых ведется закачка теплоносителя или добыча горячей продукции добывающих скважин, на исходящей струе воздуха устанавливаются спиртовые термометры.

2095. Колодки тормоза транспортных сосудов, используемых для перевозки газоконденсата, выполняются из материала, не дающего искр при работе.

2140. У входа в камеру вывешивается аншлаг "Вход посторонним не разрешается", а в камере на видном месте устанавливаются предупредительные знаки.

2117. На схемы подземной кабельной сети наносятся высоковольтная и низковольтная кабельная сеть, контуры и наименования камер для электрооборудования, осветительная сеть, места установки телефонных аппаратов, направления струй воздуха.

Приложение № 10

Таблица № 1 Форма оформления изменений в ТР

(рекомендуемый образец)

Таблица № 2 Лист регистрации изменений в ТР

(рекомендуемый образец)

Приложение № 16 Контроль состава рудничного воздуха и определение газообильности нефтяных шахт, опасных по газу I. Проверка состава, расхода, температуры и относительной влажности рудничного воздуха

1. Проверка состава рудничного воздуха выполняется работниками подразделений ПАСФ, обслуживающих нефтяную шахту, и/или работниками газоаналитических лабораторий в присутствии работника службы аэрологической безопасности один раз в квартал.

Места в горных выработках, в которых необходимо провести проверку состава рудничного воздуха определяются работником службы аэрологической безопасности.

Проверка состава рудничного воздуха (отбор проб) проводится работником ПАСФ и/или газоаналитической лаборатории.

2. Порядок проверки состава рудничного воздуха работниками службы аэрологической безопасности определяется техническим руководителем нефтяной шахты.

3. На нефтяных шахтах проверка состава рудничного воздуха проводится на содержание диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, сернистого водорода и кислорода.

Проверка состава рудничного воздуха из зарядных камер проводится на содержание диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, сернистого водорода, кислорода и водорода.

Проверка состава рудничного воздуха из пожарных участков шахты проводится на содержание оксида углерода, диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, сернистого водорода и кислорода.

Проверка состава рудничного воздуха после взрывных работ проводится на содержание оксида углерода, окислов азота, сернистого водорода, сернистого газа, диоксида углерода, углеводородных газов и паров жидких углеводородов, кислорода.

При анализе углеводородных газов и паров жидких углеводородов определяется содержание метана, этана, пропана, изобутана, бутана, изопентана, пентана и паров жидких углеводородов.

При температуре рудничного воздуха в горных выработках более 20 °C проводятся измерения относительной влажности.

При кондиционировании рудничного воздуха температура и относительная влажность определяются на рабочих местах и у пунктов охлаждения.

на нефтяных шахтах, не опасных по газу - 1 раз в месяц;

на нефтяных шахтах, опасных по газу - 3 раза в месяц;

5. Производительность ВМП измеряется 1 раз в месяц.

в стволах независимо от их глубины;

в подготовительных выработках при их длине 300 м и более;

при изменении паспорта буровзрывных работ.

При проходке стволов, переведенных на газовый режим, проверка состава рудничного воздуха проводится 3 раза в месяц.

7. Пробы, отбираемые для проверки состава рудничного воздуха, должны характеризовать средние концентрации газов в поперечных сечениях вентиляционных струй. Проверка состава рудничного воздуха проводится в смены, когда в выработках ведутся работы по проходке выработок, бурению скважин и добыче нефти. Проверка проводится не ранее чем через сутки после нерабочего дня.

8. Время начала отбора проб рудничного воздуха после проведения взрывных работ определяется начальником службы аэрологической безопасности. Первые пробы отбираются не ранее чем через 15 минут при обычном взрывании и не ранее чем через 30 минут при сотрясательном взрывании. Последующие пробы отбираются с интервалом не более 5 минут в течение 10 - 15 минут после отбора первых проб.

9. При проверке состава рудничного воздуха суммарное содержание углеводородных газов и паров жидких углеводородов, содержание диоксида углерода, оксида углерода, кислорода, водорода и оксидов азота, сернистого ангидрида и сернистого водорода определяется с погрешностью:

углеводородных газов и паров жидких углеводородов, диоксида углерода, кислорода и водорода - не более +/- 0,1 объемной доли, %;

оксида углерода (при содержании до 2 предельно допустимых концентраций (далее - ПДК) - не более +/- 0,0005 объемной доли, %;

оксида углерода (при содержании более 2 ПДК) - не более +/- 10% от измеряемой величины;

оксидов азота, сернистого ангидрида, сернистого водорода - не более +/- 25% от измеряемой величины.

При проведении лабораторных исследований состава рудничного воздуха используется оборудование, обеспечивающее определение 0,5 ПДК.

10. Измерения содержания диоксида углерода, суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов в нефтяных шахтах, опасных по газу, проводятся стационарными датчиками системы АГК и переносными приборами контроля.

Измерения содержания диоксида углерода, суммарного содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов в нефтяных шахтах, не опасных по газу, проводятся переносными приборами контроля.

Приложение № 16 VI. Порядок контроля содержания углеводородных газов и паров жидких углеводородов, оксида углерода, диоксида углерода и кислорода переносными приборами

41. Для контроля суммарных концентраций углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентраций оксида углерода, диоксида углерода и кислорода в рудничном воздухе должны использоваться переносные индивидуальные приборы контроля данных газов.

Порядок использования переносных индивидуальных приборов эпизодического или непрерывного действия определяется техническим руководителем нефтяной шахты.

42. В нефтяных шахтах, не опасных по газу, контроль суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов, концентрации оксида углерода, диоксида углерода и кислорода групповыми или индивидуальными приборами контроля осуществляется:

в призабойных пространствах подготовительных выработок;

в исходящих струях выработок, в которых ведутся работы по бурению скважин или добыче нефти;

у комбайнов в случаях, если комбайны не оборудованы встроенными автоматическими приборами контроля суммарной концентрации углеводородных газов и паров жидких углеводородов;

в погашаемых тупиках вентиляционных выработок.