6.133. При проектировании систем пожаротушения вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов следует руководствоваться нормами "Склады нефти и нефтепродуктов", "Инструкцией по проектированию стальных вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов" и "Временными рекомендациями по проектированию стационарных систем автоматического тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках и насосных станциях".
6.134. Поддержание давления в сети растворопроводов в дежурном режиме следует предусматривать с помощью водовоздушного бака, емкость которого должна приниматься из расчета 0,5 м3 на 1 км наружных растворопроводов, но не менее 3 м3.
Подпитку водовоздушного бака воздухом можно предусматривать от компрессоров (допускается от передвижных установок.) или от баллонов со сжатым воздухом.
6.135. Установка и оборудование водовоздушного бака должны удовлетворять "Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденным Госгортехнадзором СССР.
6.136. При отсутствии на объектах обустройства месторождений и ЦПС технологического пара в насосных ЛВЖ, ГЖ и СУГ при объеме помещений менее 500 м3, на складах ЛВЖ, ГЖ и СУГ при площади пола помещений склада менее 500 м2, а также для расположенных вне зданий (под навесом) насосных ЛВЖ, ГЖ и СУГ и компрессорных с площадью пола до 500 м2 тушение пожара следует предусматривать пеной с использованием полустационарных установок.
6.137. Пожаротушение блочных печей типа ПТБ на объектах обустройства месторождений и ЦПС в случае отсутствия технологического пара и инертного газа не предусматривается. Для защиты от пожара соседних печей и других объектов следует предусматривать:
противопожарную разделительную стену между печами нагрева с пределом огнестойкости 2,5 ч высотой до верхнего уровня огневой части печи;
противопожарную стену с пределом огнестойкости 2,5 ч со стороны технологической установки на расстоянии 1-1,5 м от площадки печей с указанной высотой.
Требования настоящего пункта не распространяются на тушение печей другими средствами.
6.138. Для подачи пара в помещения насосных или складов ЛВЖ и ГЖ следует применять перфорированные трубы с диаметром отверстий для выпуска пара 4-5 мм. Перфорированный паропровод необходимо укладывать по всему внутреннему периметру помещения на высоте 0,2-0,3 м от пола. При этом отверстия в трубах располагаются так, чтобы выходящие из них струи были направлены горизонтально внутрь помещения.
Для спуска конденсата из подводящих паропроводов и паровых вводов должны быть предусмотрены спускники, расположенные в наиболее низких местах по уклону труб, с таким расчетом, чтобы конденсат и струи пара не мешали действиям обслуживающего персонала.
6.139. Расчетное время тушения пожара паром должно составлять 3 мин. Расчетная интенсивность подачи пара на объемное пожаротушение принимается следующей:
для помещений, в которых обеспечивается перекрытие всех проемов - 0,002 кг/с м3;
для помещений, в которых перекрываются все проемы, кроме окон, световых и вентиляционных фонарей - 0,005 кг/с м3;
для технологических узлов, заключенных в специальные камеры (например, двойники), которые плотно закрываются - 0,002 кг/с м3.
Для закрытых объектов расчетным является их полный объем.
в) ПОЖАPHOE ДЕПО, ПОЖАРНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ И СВЯЗЬ
6.140. Проектирование и размещение на площадках ЦПС и УПН пожарных депо и пожарных постов следует осуществлять в соответствии с требованиями норм "Генеральные планы промышленных предприятий", "Склады нефти и нефтепродуктов", а также ведомственными нормами и соответствующими указаниями органов пожарного надзора.
Количество машин для ЦПС и УПН, определенных по указанным нормам, должно быть увеличено на 1 автомашину для целей пожаротушения технологической установки.
6.141. На площадках ДНС (без резервуаров типа РВС) и КС предусматривается помещение для хранения противопожарного инвентаря (огнетушителей, пожарных рукавов, топоров, войлочной кошмы, ведер и др.).
6.142. Здания и помещения подлежат оборудованию автоматическими средствами пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией в соответствии с перечнем Миннефтепрома, общесоюзных и настоящих Норм.
6.143. Ручными извещателями пожарной сигнализации должны быть оснащены (табл.4):
центральные пункты сбора;
сооружения канализации;
площадки компрессорных станций.
Извещатели должны устанавливаться:
для зданий с производствами категорий А, Б, В и Е - снаружи зданий у входов на расстоянии не более чем 50 м друг от друга;
на наружных установках и открытых складах с производствами категорий А, Б, В и Е - по периметру установки, склада не более чем через 100 м друг от друга;
на складах (парках) горючих газов, легко воспламеняющихся и горючих жидкостей - по периметру обвалования не более чем через 100 м друг от друга
на сливоналивных эстакадах горючих газов, легко воспламеняющихся и горючих жидкостей - через 100 м, но не менее двух (у лестниц для обслуживания эстакад).
6.144. Электропитающие установки систем пожарной сигнализации по обеспечению надежности электропитания относятся к электроприемникам I категории. При наличии. одного источника переменного тока для резервирования электропитания предусматривается аккумуляторная батарея, обеспечивающая питание системы в течение не менее одних суток.
6.145. Сигналы о пожаре (ручные и автоматические) должны подаваться в помещение пункта связи пожарной части или дежурного караула и одновременно в помещение управления (диспетчерский или операторный пункт).
При отсутствии на объекте пожарной охраны (пожарного депо) сигнал о пожаре должен подаваться в помещение с круглосуточным дежурством обслуживающего персонала (операторные, сторожевая охрана).
6.146. Приемные станции электрической пожарной сигнализации следует устанавливать в помещении пункта связи пожарной части. При отсутствии последних приемные станции необходимо устанавливать в операторных с круглосуточным дежурством обслуживающего персонала.
6.147. Пожарные депо (посты) должны быть телефонизированы от телефонной станции охраняемого района и иметь связь (проводную и радио) с ближайшей пожарной охраной.
6.148. Между пунктом связи пожарной части и пожарными машинами должна быть радиосвязь.
6.149. Для вызова на пожары личного состава пожарной охраны общежитие пожарной охраны должно иметь телефонную связь или сигнализацию с пунктом связи пожарной части.
На квартирах начальников отрядов и пожарных частей и их заместителей должны быть установлены служебные телефоны.
6.150. ЦПС, КС, объекты систем поддержания пластового давления, сырьевые и товарные резервуарные парки, диспетчерские пункты и др. объекты (табл.4) должны быть телефонизированы от производственной телефонной станции данного района (площадки).
6.151. При наличии системы телемеханики на объектах без постоянного обслуживающего персонала (ДНС, КНС и др.) телефонизация не предусматривается. Телефонная связь с диспетчерским пунктом может при необходимости осуществляться по системе телемеханики.
7. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ РАБОЧИХ, НОРМАТИВНАЯ ЧИСЛЕННОСТЬ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ РАБОЧИХ И ИТР. ЗАМЫКАЮЩИЕ ЗАТРАТЫ И ТРУДОЕМКОСТЬ ПРОДУКЦИИ
Фонд времени
7.1. Расчет баланса рабочего времени рабочих следует производить с учетом:
полезного фонда времени в днях (явочное время);
средней продолжительности рабочего дня;
эффективного полезного фонда времени в часах.
В табл.32 приводится расчет баланса годового времени одного работающего при пятидневной рабочей неделе.
Таблица 32
|
Показатели |
Количество |
1. |
Календарное время, дни |
365 |
|
из него исключаются: |
|
|
выходные и праздничные дни, дни |
110 |
2. |
Номинальный фонд времени, дни |
255 |
3. |
Невыходы на работу, дни |
28 |
4. |
Явочное время |
227 |
5. |
Средняя продолжительность рабочего дня (41-часовая пятидневная неделя), ч |
8,2 |
6. |
Внутрисменные потери рабочего времени, ч |
0,35 |
7. |
Фактическое время работы в смену, ч |
7,85 |
8. |
Среднее число часов работы одного рабочего в год |
1782 |
Примечания:
1. Дополнительный отпуск для работников районов Крайнего Севера - 18 рабочих дней;
для работников в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера, - 12 рабочих дней.
2. Право на дополнительный отпуск на производстве с вредными условиями труда имеют работники по "Спискам, производств, цехов, профессий".
Режим работы
7.2. Режим работы системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды должен быть непрерывным, круглосуточным в течение 365 суток.
Нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и ИТР
7.3. Численность ППП должна рассчитываться по методическим указаниям и действующим нормативам НИИтруда и Миннефтепрома.
7.4. Численность и штатная расстановка персонала осуществляется по "Типовой структуре" с учетом "Положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единому наряду" Миннефтепромом.
7.5. При определении численности следует руководствоваться "Перечнем действующих сборников нормативных материалов по труду", обязательных и рекомендуемых для применения на предприятиях и организациях Миннефтепрома.
7.6. Численный состав каждой бригады по добыче нефти и газа зависит от установленной бригаде зоны обслуживания и количества рабочих мест и определяется по действующим нормативам численности.
Количество скважин, передаваемых бригаде на обслуживание, должно определяться в соответствии с "Положением о бригаде..."
7.7. Нормативную численность обслуживающего персонала следует определять на базе следующих основных документов Миннефтепрома:
а) Типового положения о цехе по добыче нефти и газа нефтегазодобывающего управления.
б) Типового положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единому наряду.
в) Типовой структуры и нормативов численности инженерно-технических работников и служащих нефтегазодобывающих управлений.
г) Типовых нормативов численности рабочих и норм обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений.
д) Нормативов численности рабочих и норм обслуживания оборудования производственных объектов и передвижных технологических агрегатов, используемых в бурении скважин и добыче нефти и газа.
е) Типовой структуры и нормативов численности инженерно-технических работников и служащих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности.
ж) Нормативов численности рабочих и норм обслуживания оборудования газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности.
з) Унифицированных нормативов численности рабочих управлений по внутрипромысловому сбору, компримированию и использованию газа.
и) "Положения о вахтовом методе организации работ на предприятиях и в организациях Министерства нефтяной промышленности".
7.8. Численность обслуживающего промышленно-производственного персонала (ППП) для нефтегазодобывающих предприятий (нефтепромыслов) следует определять с учетом оснащения их современной техникой, диспетчеризации, использования в управлении производствами средств телемеханики, автоматизации и вычислительной техники.
Замыкающие затраты и трудоемкость продукции
7.9. Экономическая оценка проектных решений по обустройству нефтяного месторождения должна производиться по показателю (величине) замыкающих затрат, установленных Миннефтепромом на ХII пятилетку по согласованию с Госкомценом СССР в размере 60 рублей на 1 тонну.
При этом должны сравниваться приведенные затраты на 1 тонну нефти (мощности) проекта с величиной замыкающих затрат.
7.10. Для каждого конкретного месторождения нефти следует определять себестоимость добычи нефти и нефтяного газа. Калькуляцию себестоимости добычи нефти и нефтяного газа (табл.33) следует считать за рассматриваемый период разработки месторождения и определять среднюю за период себестоимость добычи 1 т нефти и добычи 1000 м3 нефтяного газа.
Таблица 33
|
|
|
В том числе по видам продукции |
|||
|
Статьи затрат |
Всего |
нефть |
нефтяной газ |
||
|
|
затрат, тыс. руб. |
всего затрат, тыс. руб. |
на 1 т, руб. |
всего затрат, тыс. руб. |
на 1000 м3, руб. |
1. |
Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти |
|
|
|
|
|
2. |
Расходы по искусственному воздействию на пласт |
|
|
|
|
|
3. |
Основная заработная плата производственных рабочих |
|
|
|
|
|
4. |
Дополнительная заработная плата производственных рабочих |
|
|
|
|
|
5. |
Отчисления на социальное страхование |
|
|
|
|
|
6. |
Амортизация скважин |
|
|
|
|
|
7. |
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа |
|
|
|
|
|
8. |
Расходы по технологической подготовке нефти |
|
|
|
|
|
9. |
Расходы на подготовку и освоение производства |
|
|
|
|
|
10. |
Paсходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе расходы по подземному, текущему ремонту скважин |
|
|
|
|
|
11. |
Общепроизводственные расходы |
|
|
|
|
|
12. |
Прочие производственные расходы, в том числе: |
|
|
|
|
|
|
отчисления на геологоразведочные работы |
|
|
|
|
|
|
Производственная себестоимость: |
|
|
|
|
|
|
а) валовой продукции |
|
|
|
|
|
|
б) товарной продукции |
|
|
|
|
|
13. |
Внепроизводственные расходы |
|
|
|
|
|
|
полная себестоимость товарной продукции |
|
|
|
|
|
|
Действующая в отчетном году оптовая цена |
|
|
|
|
|
|
Справочно: |
|
|
|
|
|
|
Валовая добыча нефти, тыс.т |
|
|
|
|
|
|
Валовая добыча газа, тыс.т |
|
|
|
|
|
|
То же, млн. м3 |
|
|
|
|
|
|
Товарная добыча нефти, тыс.т |
|
|
|
|
|
|
Товарная добыча газа, тыс.т |
|
|
|
|
|
|
То же, млн.м3 |
|
|
|
|
|