ФНиП 534 Действует

а - трапециевидное сечение; б - коробковый свод; в - при полуциркулярном своде; г, д - при арочной форме сечения; е - сложной формы трапециевидное сечение:

где H - высота выработки (в свету), м;

a - ширина выработки по кровле (в свету) или на уровне формирования свода крепи выработки, м;

b - ширина выработки по почве (в свету), м;

коробковый свод:

где h - высота выработки (в свету) на уровне формирования свода крепи выработки, м;

при полуциркулярном своде:

при арочной форме сечения:

34. Для определения площади поперечного сечения выработки сложной формы используется метод разделения сечения на элементарные фигуры правильной формы.

где v - средняя скорость движения рудничного воздуха в выработке, м/с.

36. Для определения производительности ВМП измерения расхода рудничного воздуха проводятся в выработке, в которой он установлен, в 5 - 10 м перед вентилятором и в 5 - 10 м за ним, считая по ходу движения воздушной струи. Производительность ВМП определяется как разность между средними значениями расхода рудничного воздуха в первом и втором пунктах измерений.

При расстоянии от места установки ВМП до устья подготовительной выработки менее 50 м и при отсутствии на данном участке выработки, в которой установлен ВМП, возможности выполнить измерение расхода рудничного воздуха производительность ВМП принимается равной расходу рудничного воздуха, измеренному в подготовительной выработке на расстоянии не более 10 м от ее устья.

37. Измерения расхода рудничного воздуха, поступающего в забой подготовительной выработки, проветриваемой ВМП, проводятся в 15 - 20 м от забоя в поперечном сечении выработки. При невозможности измерения скорости рудничного воздуха в сечении выработки расход рудничного воздуха, поступающего к забою, определяется расходом рудничного воздуха в вентиляционном трубопроводе в месте выхода вентиляционной струи из трубопровода в проветриваемую выработку.

в стволах - на расстоянии от стенки ствола. Измерения проводятся не менее чем в двух точках, расположенных на расстоянии

друг от друга по окружности ствола;

в наклонных и горизонтальных выработках - на расстоянии от стенки, равном 0,3 ширины выработки, и на высоте от почвы, равной 0,4 высоты выработки. Измерения проводят в двух точках с каждой стороны выработки;

в выработках после слияния вентиляционных струй температура измеряется в трех точках, находящихся на одинаковом удалении друг от друга и от боковых стенок, равном 0,25 ширины выработки, и на высоте от почвы, равной 0,4 высоты выработки;

в призабойных пространствах подготовительных выработок температура измеряется на расстоянии до 5 м от конца вентиляционного трубопровода в сторону устья в трех точках, находящихся на одинаковом удалении друг от друга и от боковых стенок, равном 0,25 ширины выработки, и на высоте от почвы, равной 0,4 высоты выработки.

Значение температуры рудничного воздуха в сечении выработки определяется как среднее значение всех измерений.

39. Порядок проведения измерения температуры и относительной влажности при кондиционировании рудничного воздуха определяется техническим руководителем нефтяной шахты.

40. Результаты измерений температуры, влажности и скорости воздуха фиксируются в вентиляционном журнале, оформленном по форме, установленной организационно-распорядительным документом нефтяной шахты.

1163. После полного освобождения змеевика печи от нефти глушится аварийный трубопровод.

1239. До начала ремонтных работ должно быть проверено функционирование установленных средств измерений.

102. Решения о сроках, способах и объемах проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ должны приниматься с учетом анализа результатов ревизии и срока службы ПТ.

1492. При наличии изменений и дополнений, внесение которых не затрудняет пользование ТР, или при их отсутствии срок действия ТР продлевается еще на 5 лет, но не более одного раза.

1694. Не допускается выполнение работ по проведению, креплению и ремонту вертикальной горной выработки при перемещении по ней подъемных сосудов.

- в составе проектов поисков, разведки и разработки месторождений, подземных хранилищ нефти и газа, мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод, рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин;

- в индивидуальной, групповой (группа скважин с указанием их номеров на одном месторождении) и зональной (группа скважин с указанием их номеров на нескольких площадях и месторождениях с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками) документации на ликвидацию и консервацию скважин;

- в индивидуальной документации для месторождений со сложным геологическим строением или с высоким содержанием агрессивных и токсичных компонентов.

1521. Порядок оборудования стволов при консервации законченных бурением скважин определяется в зависимости от величины пластовых давлений и срока консервации скважины.

1504. Работы по ликвидации и консервации скважин (с учетом результатов проверки технического состояния скважин) проводятся пользователем недр или его представителем (далее - организацией, эксплуатирующей ОПО).

1508. Ликвидация и консервация скважин на затапливаемой территории (за исключением водно-болотных угодий) и в русле больших (судоходных) рек выполняются с учетом требований пункта 1549 настоящих Правил.

1522. При консервации скважины на подводное устье скважины устанавливается специальная каптажная головка, совместно с противотраловой защитой, обеспечивающая герметизацию подводного устья скважины, либо при герметизации устья скважины используется специальное запорное оборудование.

1564. После установки верхнего моста производится опрессовка межколонного пространства давлением 5 МПа.

1523. Местоположение подводного устья определяется с помощью спутниковой навигации.

1510. На каждую ликвидируемую и консервируемую скважину составляется план безопасного проведения изоляционно-ликвидационных работ с учетом результатов проверки их технического состояния, согласованный с организацией, выполняющей работы по ликвидации или консервации скважины, и утвержденный эксплуатирующей организацией.

В плане указываются:

- конструкция скважины (глубина скважины, диаметр и длины спущенных обсадных колонн, высота подъема цемента в пространстве за обсадными колоннами) и ее состояние (характер осложнения, наличие инструмента и интервал нахождения его в стволе скважины);

- причина ликвидации или консервации скважины;

- работы, проводимые в скважине, плотность бурового раствора, интервалы установок цементных мостов, количество закачиваемого цемента;

- демонтажные (монтажные) работы на устье скважины;

- ответственные за проведение указанных работ.

1512. Во всех ликвидируемых скважинах в последней (наименьшей) обсадной колонне, связанной с устьем скважины, устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м с расположением кровли цементного моста на уровне дна моря.

875. Слив и налив цистерн должен проводиться под руководством ответственного лица, назначенного руководителем структурного подразделения.

881. Эксплуатационная документация разрабатывается на основе проектной, исполнительной документации, действующих нормативных правовых актов и включает:

перечень объектов ПТ;

технологический регламент по эксплуатации ПТ;

паспорта ПТ;

технологические схемы, утвержденные техническим руководителем эксплуатирующей организации;

производственные инструкции по техническому обслуживанию и ремонту;

приказы о назначении лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию;

графики технического обслуживания, диагностирования и ремонта ПТ;

журнал осмотров или вахтенный журнал;

акты технического расследования инцидентов и аварий;

заключения по результатам технического диагностирования и ЭПБ, акты ревизии ПТ, протоколы (акты) испытаний;

журналы учета инцидентов и аварий;

ПМЛА.

890. Напорные нефтепроводы и газопроводы наружным диаметром 159 мм и выше, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобильными и железными дорогами, технологическими коммуникациями), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике либо внутритрубной приборной диагностике в составе всего трубопровода, установленной проектной документацией.

Нефтегазопроводы и водоводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобильными и железными дорогами, технологическими коммуникациями), разрешается подвергать иной предпусковой приборной диагностике, установленной проектной документацией.

904. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, населенных пунктов следует принимать согласно таблице № 1 приложения № 7 к настоящим Правилам.

944. Все участки ПТ должны быть доступны для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ. Способ доступа определяется проектной документацией либо технологическим регламентом, а также ПМЛА.

- в результате ревизии установлено, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки ПТ уменьшилась и достигла критической величины, установленной в проектной документации, но не меньше, чем в таблице № 1 приложения № 8 к настоящим Правилам.

- при обследовании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению.

- уплотнительные элементы арматуры не обеспечивают ведения технологического процесса и отремонтировать или заменить их невозможно;

- толщина стенки корпуса арматуры достигла значений, равных или меньших, которые указаны в таблице № 2 приложения № 8 к настоящим Правилам.

1211. Перед началом работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин бригада должна быть ознакомлена с планом работ, ПМЛА и возможными осложнениями и авариями.

1218. Нагнетательные линии собираются из труб и (или) гибких рукавов высокого давления с быстросъемными соединительными гайками и шарнирными коленами (угольниками) и опрессовываются на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.

786. При освобождении и продувке насосов сбрасываемый продукт должен отводиться за пределы помещений: жидкий - по трубопроводам в специально предназначенную емкость, а пары и газы - на факел или свечу.

177. На кабельный шкаф наносится четкая надпись с указанием номеров кабелей и номеров распределительных устройств, к которым присоединены кабели, их напряжений, а также наносятся знаки безопасности.

574. Все водяные стояки должны быть утеплены.

610. Системы измерения дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Приложение № 3 Наименьшее расстояние между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений, м

Здания и сооружения | Номер сооружения в графе "Здания и сооружения" | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 1. Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин | 5 | 5 | 9 | 30 | 39 | 39 | 39 | 100 | 30 | 39 | 39 | 9 | 30 | 9 | 9 | 9 | 15 | 30 | 25/12 | 24 | 30 | 39 | 30 | + | 30 2. Устья нагнетательных скважин | 5 | 6 | 9 | 15 | 24 | 24 | 24 | 100 | 30 | 24 | 24 | 9 | 15 | 9 | 9 | 9 | 15 | 15 | 25/12 | 24 | 30 | 39 | ++ | + | 15 3. Измерительные и сепарационные установки | 9 | 9 | + | + | 15 | + | 15 | 60 | 30 | 9 | 9 | + | 9 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | 25/12 | ++ | 18 | 39 | ++ | 9 | + 4. Дожимные насосные станции (технологические площадки) | 30 | 15 | + | + | 15 | + | 15 | 60 | 30 | + | + | + | 15 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | + | 30 | + 5. Аварийные вертикальные резервуары дожимной насосной станции (ДНС) | 39 | 24 | 15 | 15 | + | 15 | 30 | 100 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | + | 12 | 30 | 30 | ++ | ++ | 39 | 39 | 15 | 39 | 15 6. Установки предварительного сброса воды (УПСВ) | 39 | 24 | + | + | 15 | + | 15 | 60 | 30 | + | + | + | 15 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | + | 39 | + 7. Печи и блоки огневого нагрева нефти | 39 | 24 | 15 | 15 | 30 | 15 | + | 60 | 30 | 18 | 18 | 15 | 15 | 15 | 9 | 15 | 9 | 9 | 15 | 9 | 18 | 39 | 15 | 39 | 15 8. Факелы аварийного сжигания | 100 | 100 | 60 | 60 | 100 | 60 | 60 | hфак | hфак | 100 | 100 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 100 | 60 | 60 | 60 | 100 | 60 | 100 | 60 9. Свечи для сброса газа | 30 | 30 | 30 | 30 | 15 | 30 | 30 | hфак | + | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 60 | 60 | 60 | 100 | 60 | 30 | 60 10. Компрессорные станции газлифта | 39 | 24 | 9 | + | 15 | + | 18 | 100 | 30 | + | 9 | + | 15 | 9 | 9 | 9 | 9 | 15 | ++ | ++ | 30 | 30 | + | 39 | + 11. Установки подготовки газа, цеха подготовки газа, конденсата | 39 | 24 | 9 | + | 15 | + | 18 | 100 | 30 | 9 | + | + | 15 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 30 | 30 | + | 39 | + 12. Блоки газораспределительной аппаратуры, узлы учета нефти и газа, управления арматурой, запуска и приема шаров, арматурные блоки обвязки скважин | 9 | 9 | + | + | 15 | + | 15 | 60 | 30 | + | + | + | 15 | 9 | 9 | 9 | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 30 | + | 9 | + 13. Кустовые насосные станции системы поддержания пластового давления (ППД) | 30 | 15 | 9 | 15 | 15 | 15 | 15 | 60 | 30 | 15 | 15 | 15 | + | + | 9 | 9 | 9 | 15 | ++ | ++ | 9 | 30 | 15 | + | 15 14. Водораспределительные пункты, блоки напорной гребенки | 9 | 9 | 9 | 9 | 15 | 9 | 15 | 60 | 30 | 9 | 9 | 9 | + | + | 9 | 9 | 9 | 15 | ++ | ++ | 9 | 30 | 9 | + | 9 15. Дренажные, канализационные емкости | 9 | 9 | 9 | 9 | + | 9 | 9 | 60 | 30 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 30 | 9 | 9 | 9 16. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола | 9 | 9 | + | + | 12 | + | 15 | 60 | 30 | 9 | + | 9 | 9 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 30 | + | 9 | + 17. Компрессорные станции воздуха | 15 | 15 | 9 | 9 | 30 | 9 | 9 | 60 | 30 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | + | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 16 | 9 18. Аппараты воздушного охлаждения | 30 | 15 | 15 | 15 | 30 | 15 | 9 | 100 | 30 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 9 | 15 | + | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 15 | 30 | 15 19. ТП напряжением до 10 кВ и распределительные устройства (открытые, закрытые) | 25/12 | 25/12 | 25/12 | ++ | ++ | ++ | 15 | 60 | 60 | ++ | ++ | ++ | ++ | ++ | 9 | ++ | 9 | 9 | + | + | ++ | ++ | ++ | ++ | ++ 20. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления | 24 | 24 | ++ | ++ | ++ | ++ | 9 | 60 | 60 | ++ | ++ | ++ | ++ | ++ | 9 | ++ | 9 | 9 | + | + | ++ | ++ | ++ | 24 | ++ 21. Вагон для обогрева персонала | 30 | 30 | 18 | 18 | 39 | 18 | 18 | 60 | 60 | 30 | 30 | 18 | 9 | 9 | 9 | 18 | 9 | 9 | ++ | ++ | + | ++ | 18 | 30 | 18 22. Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная) | 39 | 39 | 39 | 39 | 39 | 39 | 39 | 100 | 100 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 9 | 9 | ++ | ++ | ++ | ++ | 39 | 39 | 39 23. Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ, концевые сепарационные установки | 30 | ++ | ++ | + | 15 | + | 15 | 60 | 60 | + | + | + | 15 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | 15 | 30 | 15 24. Устья эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин | + | + | 9 | 30 | 39 | 39 | 39 | 100 | 30 | 39 | 39 | 9 | + | + | 9 | 9 | 16 | 30 | ++ | 24 | 30 | 39 | 30 | ++ | + 25 Насосная станция ЛВЖ, ГЖ | 30 | 15 | + | + | 15 | + | 15 | 60 | 60 | + | + | + | 15 | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | 15 | + | 9 + расстояния Правилами не устанавливаются;++ расстояния определяются проектной документацией. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |

1. В графе 19 расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и распределительных устройств, в знаменателе - до закрытых ТП и распределительных устройств.

2. hфкл - высота факельного ствола.

511. Технология производства буровых работ в зонах распространения ММП должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Вводу месторождений в разработку должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

689. Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

Приложение № 20 Порядок составления вентиляционных планов нефтяных шахт

I. Общие положения

1. Вентиляционный план составляется начальником службы аэрологической безопасности и утверждается техническим руководителем нефтяной шахты.

2. Вентиляционный план состоит из графической и текстовой частей.

Графическая часть вентиляционного плана состоит из:

схемы вентиляции нефтяной шахты, включая схемы вентиляционных каналов ВГП и ВВУ;

схемы вентиляционных соединений.

Текстовая часть вентиляционного плана состоит из:

результатов расчета математической модели шахтной вентиляционной сети на начало рассматриваемого периода;

пояснительной записки к вентиляционному плану;

мероприятий по обеспечению проветривания шахты.

3. Вентиляционный план составляется в соответствии с фактическим состоянием горных работ.

Вентиляционный план корректируется начальником службы аэрологической безопасности в течение суток после начала и окончания проведения подготовительных выработок, изменения направления их проведения, возведения и демонтажа вентиляционных устройств, изолирующих сооружений, противопожарных арок и перемычек, изменения мест установки ВМП, режимов работы ВГП и ВВУ, направления движения вентиляционных струй.

II. Составление и ведение графической части вентиляционного плана

Для ВГП и ВВУ: указываются их типы, фактические и расчетные подачи (производительности), фактические и расчетные давления и возможность реверсирования;

воздухоохладительные устройства с указанием их типа и фактической холодопроизводительности;

калориферные установки с указанием системы калориферов и поверхности нагрева;

вентиляционные устройства;

изолирующие сооружения;

противопожарные арки и перемычки;

направление движения воздуха по горным выработкам: направление движения свежей вентиляционной струи указывается стрелкой красного цвета, исходящей вентиляционной струи - синего;

места измерений расхода воздуха с указанием номера измерительной станции, площади поперечного сечения выработки, скорости движения воздуха и его фактического расхода;

для ВМП указываются их типы, фактические подачи, давления и расходы воздуха в выработках перед ВМП;

для вентиляционных трубопроводов указываются их диаметры;

стационарные датчики системы АГК с указанием уставки срабатывания;

телефоны.

расчетный и фактический расход воздуха, поступающего в шахту, на крылья, панели, блоки и горизонты;

расчетный и фактический расход воздуха, исходящего из шахты, с крыльев, панелей, блоков и горизонтов;

расчетный и фактический расход воздуха, поступающего в добычные блоки;

расчетный и фактический расход воздуха, исходящего из добычных блоков;

расчетный и фактический расход воздуха, поступающий в забои подготовительных выработок, а также к местам установки ВМП;

расчетный и фактический расход воздуха, исходящего из подготовительных выработок;

расчетные и фактические внешние утечки воздуха;

расчетные и фактические внутренние утечки воздуха;

расчетный и фактический расход воздуха для проветривания камер и поддерживаемых выработок;

фактическая скорость воздуха в добычных и тупиковых выработках.

На схему вентиляции шахты расчетный расход воздуха наносится красным цветом, фактический - черным.

Для фактического расхода воздуха указывается дата его измерения.

Размещение данных, предусмотренных настоящим пунктом, в таблицах на стандартных листах бумаги формата A3 или A4 проводится по решению технического руководителя нефтяной шахты.

Данные, размещенные в таблицах на стандартных листах бумаги формата A3 или A4, на схеме вентиляции шахты не указываются.

группа опасности нефтяной шахты по углеводородным газам;

абсолютная газообильность шахты;

относительная газообильность шахты;

расчетный и фактический расход воздуха, поступающего в шахту;

расчетные и фактические абсолютные и относительные утечки воздуха;

категория шахты по устойчивости проветривания;

определенные лабораторным путем объемный (в % по объему) и массовый (мг/л) составы смеси углеводородных газов и паров жидких углеводородов, которая может выделяться в рудничный воздух нефтяной шахты при температуре ниже 27,85 °C, и в интервале температур с 27,85 °C до 36,07 °C;

опасность по пыли;

номера узлов;

номера ветвей.

При нанесении узлов и ветвей на схему вентиляции схема вентиляционных соединений не составляется.

8. Результаты расчета математической модели шахтной вентиляционной сети на начало рассматриваемого периода оформляются в виде таблиц.

III. Составление текстовой части вентиляционного плана

9. Пояснительная записка составляется ежегодно при подготовке плана (производственной программы) развития горных работ.

перечень пластов-коллекторов и вмещающих их пород, по которым в процессе эксплуатации выявлены склонность к самовозгоранию, к динамическим явлениям, и опасность по пыли;

абсолютная и относительная газообильности шахты;

ожидаемые и фактические абсолютные газообильности подготовительных выработок и добычных блоков;

описание способа и схемы проветривания шахты;

расчетный и фактический расход воздуха для проветривания нефтяной шахты;

параметры и характеристики работы ВГП и ВВУ;

перечень подготовительных выработок, проветриваемых ВМП, типы применяемых ВМП;

количество добычных блоков, подлежащих проветриванию (отдельно в проходке, обустройстве и эксплуатации);

количество случаев загазирования выработок добычных блоков и тупиковых выработок в календарном году, предшествующем году, на который составляется пояснительная записка, анализ причин загазирования и меры по предотвращению загазирования.