Недействующий
Профессиональное решение
для специалистов строительной отрасли

     

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

     
ПРИКАЗ

от 18 марта 2014 года N 105

Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса"

____________________________________________________________________
Отменен с 1 января 2021 года на основании
постановления Правительства Российской Федерации
от 6 августа 2020 года N 1192

____________________________________________________________________


См. Сравнительный анализ правил безопасности морских объектов НГК.


В соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2000, N 33, ст.3348; 2003, N 2, ст.167; 2004, N 35, ст.3607; 2005, N 19, ст.1752; 2006, N 52, ст.5498; 2009, N 1, ст.17, ст.21; N 52, ст.6450; 2010, N 30, ст.4002; N 31, ст.4195, ст.4196; 2011, N 27, ст.3880; N 30, ст.4590, ст.4591, ст.4596; N 49, ст.7015, ст.7025; 2012, N 26, ст.3446; 2013, N 9, ст.874; N 27, ст.3478), постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 года N 401 "О Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст.3348; 2006, N 5, ст.544; N 23, ст.2527; N 52, ст.5587; 2008, N 22, ст.2581; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 49, ст.5976; 2010, N 9, ст.960; N 26, ст.3350; N 38, ст.4835; 2011, N 6, ст.888; N 14, ст.1935; N 41, ст.5750; N 50, ст.7385; 2012, N 29, ст.4123; N 42, ст.5726; 2013, N 45, ст.5822; 2014, N 2, ст.108)

приказываю:

1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса".

2. Считать не подлежащим применению постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 5 июня 2003 года N 58 "Об утверждении Правил безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе" (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 20 июня 2003 года, регистрационный N 4783; Российская газета (специальный выпуск), 2003, N 120/1).

3. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев после его официального опубликования.

Руководитель
А.Алешин


Зарегистрировано

в Министерстве юстиции

Российской Федерации

17 сентября 2014 года,

регистрационный N 34077

     

     

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса"

I. Общие положения

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2000, N 33, ст.3348; 2003, N 2, ст.167; 2004, N 35, ст.3607; 2005, N 19, ст.1752; 2006, N 52, ст.5498; 2009, N 1, ст.17, ст.21; N 52, ст.6450; 2010, N 30, ст.4002; N 31, ст.4195, ст.4196; 2011, N 27, ст.3880; N 30, ст.4590, ст.4591, ст.4596; N 49, ст.7015, ст.7025; 2012, N 26, ст.3446; 2013, N 9, ст.874; N 27, ст.3478) и Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 года N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст.3348; 2006, N 5, ст.544; N 23, ст.2527; N 52, ст.5587; 2008, N 22, ст.2581; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 49, ст.5976; 2010, N 9, ст.960; N 26, ст.3350; N 38, ст.4835; 2011, N 6, ст.888; N 14, ст.1935; N 41, ст.5750; N 50, ст.7385; 2012, N 29, ст.4123; N 42, ст.5726; 2013, N 45, ст.5822; 2014, N 2, ст.108).

2. Правила устанавливают требования промышленной безопасности обязательные для исполнения при осуществлении деятельности в области промышленной безопасности и ведении технологических процессов на опасных производственных объектах морского нефтегазового комплекса (далее - ОПО МНГК).

3. К ОПО МНГК относятся следующие объекты: фонд скважин, участки ведения буровых работ, стационарные платформы, МЭ, ПБУ (БС, ППБУ, СПБУ), ПТК, подводные добычные комплексы, промысловые трубопроводы; трубопроводы внешнего транспорта нефти, газа или газового конденсата; стационарные и плавучие нефтеналивные и перегрузочные комплексы.

II. Требования к деятельности по проектированию, строительству и эксплуатации

Проектирование и строительство

4. Проектирование и строительство ОПО МНГК в зависимости от их типа или вида осуществляются с учетом требований законодательства о градостроительной деятельности, о недрах, в области технического регулирования, промышленной и пожарной безопасности, защиты окружающей среды, защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, торгового мореплавания.

5. Выбор технологических процессов, разделение технологической схемы подготовки углеводородного сырья к внешней транспортировке на отдельные технологические блоки, применение технологического оборудования и его размещение, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты обосновываются при проектировании ОПО МНГК результатами анализа опасностей технологических процессов и оценки риска аварий, пожарного риска и риска чрезвычайных ситуаций на ОПО МНГК.

6. Проектные решения принимаются исходя из обеспечения прочности и устойчивости ПБУ, МСП, МЭ и их конструкций на стадиях изготовления, транспортировки, монтажа и эксплуатации, а для ледостойких МСП и МЭ - также в условиях низких температур и воздействия ледовых нагрузок.

7. Настил палубы ледостойких МСП проектируется из материалов, не разрушающихся при обледенении и обеспечивающих непроницаемость, с высотой отбортовки не менее 200 мм для предотвращения загрязнения морской среды отходами производства в процессе бурения, опробования и эксплуатации скважин.

8. На стадии проектирования разрабатываются меры защиты опорной части ледостойких МСП, МЭ от воздействия ледовых нагрузок, а также проектные решения, направленные на снижение таких воздействий. Эксплуатационные стояки защищаются от разрушающего воздействия подвижек ледовых образований.

9. Для контроля за состоянием конструкции ледостойких МСП и МЭ в условиях воздействия низких температур, ледовых и технологических нагрузок при проектировании используются контрольно-измерительные приборы.

10. При проектировании МСП, ПБУ, МЭ и ПТК, планируемых к эксплуатации в условиях ледовых и снеговых нагрузок, предусматриваются мероприятия по удалению снега и льда с их верхних строений для предотвращения деформаций конструкций.

11. Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК должны соответствовать действующим санитарным нормам. Электрическое освещение должно быть выполнено в соответствии с техническими требованиями к освещенности производственных помещений и открытых площадок, а освещенность рабочих мест должна соответствовать санитарным нормам.

12. При проектировании для ОПО МНГК предусматриваются меры по защите персонала от воздействия шума, вибрации, электромагнитных, высокочастотных, радиоактивных излучений, статического электричества.

13. Ориентация МСП, ПБУ, МЭ и ПТК производится с учетом расположения жилых блоков со стороны наименьшей среднегодовой повторяемости ветра. Расстояния от жилых и общественных помещений до взрывоопасных помещений и пространств, указанных в приложении к настоящим Правилам, обосновываются при проектировании.

14. Внешние стены жилого блока МСП, ПБУ, МЭ и ПТК покрываются огнестойкой краской, оснащаются оборудованием для создания водяного экрана с целью теплозащиты при пожаре, обеспечивающей безопасное выдерживание внешнего воздействие огня в жилом блоке на время, необходимое для эвакуации из него людей.

15. Место расположения ЦПУ и характеристики его противоаварийной устойчивости определяются при проектировании с учетом расчетных значений ударных и тепловых нагрузок на его ограждающие конструкции в случае аварий и возможности снижения этих воздействий.

16. Радиостанции, посты, пульты управления автоматических установок тушения пожаров, пожарной сигнализации допускается размещать в жилом блоке МСП, МЭ, ПБУ и ПТК.

17. Электростанции (дизель-генераторы) отделяются от помещений с взрывоопасными зонами противопожарными стенами и перекрытиями, обеспечивающими безопасное выдерживание внешнего воздействия огня на время обеспечения безопасной остановки технологических процессов и эвакуации людей. Кабели, прокладываемые по территории производственных площадок, должны иметь изоляцию и оболочку из материалов, не распространяющих горение.

18. Объекты сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и газового конденсата оснащаются:

сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;

датчиками пожарной сигнализации;

системой автоматического контроля положения уровня жидкости и давления в сепараторах, отстойниках и резервуарах;

системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением.

19. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) оснащаются рабочей и аварийной вентиляцией с выводом показателей в ЦПУ основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте.

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

21. На каждый управляемый с ЦПУ объект следует иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.

22. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций направляются в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.

23. Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций и скважин осуществляются через блок продувки с последующей откачкой жидкости насосами. Газ продувки направляется в газоотвод.

24. При пересечении технологических трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ, с трубопроводами негорючих веществ последние располагаются снизу.

25. Стояки выкидных и воздушных линий должны прикрепляться к металлоконструкциям МСП, ПБУ, ПТК и МЭ хомутами. Воздушные и выкидные линии не должны располагаться на мостках, рабочих площадках и других переходах через коммуникации.

26. Устройства приема, перекачки и хранения топлива МСП, МЭ, ПБУ и ПТК удаляются от жилых помещений на обоснованное при проектировании расстояние.

27. Для безопасного осмотра и обслуживания надводных элементов МСП, ПБУ, МЭ и ПТК предусматриваются люки, ходы, лестницы, перильные ограждения, специальные смотровые приспособления.

28. Число и расположение скважин в границах горного отвода определяются техническим проектом на разработку конкретного месторождения с учетом экономических факторов, геологического строения месторождения, достигнутого уровня развития техники и технологии бурения скважин, добычи нефти и газа, обеспечения условий для успешной ликвидации возможных осложнений, создания удобств и обеспечения безопасности персонала при последующей эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

29. Для обеспечения одновременного бурения новых и эксплуатации действующих скважин при проектировании предусматривается расположение устьев скважин, законченных бурением, на нижнем ярусе (уровне) МСП, а при бурении расположение устьев скважин и противовыбросового оборудования - на верхнем ярусе (уровне) МСП.

30. При проектировании ОПО МНГК разрабатываются мероприятия по исключению вредного воздействия на окружающую среду сточных вод, твердых бытовых отходов, а также мероприятия по предотвращению аварийных выбросов и сбросов в окружающую среду нефти, нефтепродуктов и иных углеводородов (в жидкой и газообразной фазе).

31. Места размещения емкостей для сбора всех сточных вод выбираются с учетом обеспечения свободного доступа для их профилактического осмотра и ремонта.

32. На МСП, МЭ, ПБУ и ПТК предусматриваются открытые и закрытые дренажные системы. Для сбора отработанного масла машин и механизмов предусматривается специальная емкость.

33. Для сбора отработанного бурового раствора, шлама при очистке бурового раствора устанавливаются специальные контейнеры. На месте установки контейнеров устанавливаются поддоны или выполняется герметичное ограждение со стоком жидкости в общую систему сбора сточных вод.

Поддоны и герметичные ограждения, монтируемые на ОПО МНГК вблизи устьев скважин, под техническим оборудованием и другими техническими устройствами, соединяются с общей системой сбора сточных вод, снабжаются подходами и трапами.

34. Газ, выделяющийся при продувках и разрядках скважин, введенных в эксплуатацию, выкидных линий и сосудов, работающих под давлением, утилизируется. При невозможности утилизации газ направляется на факел с учетом того, чтобы его тепловое воздействие не превышало допустимые для обслуживающего персонала и технологического оборудования значения. Факельный стояк располагается в подветренной стороне жилого блока с учетом преобладающего направления ветра.

35. На морских нефтегазосборных пунктах объекты групповых установок комплексной подготовки газа, на которых технологические процессы связаны с применением огня, располагают на удалении не менее 15 м от аппаратов, содержащих горючий газ, ЛВЖ, ГЖ, а также от устьев скважин.

36. Перекачка продукта из одной емкости в другую обеспечивается их обвязкой.

37. Настилы мостков пунктов сбора и хранения нефти и газа изготавливаются из негорючих материалов.

38. Расстояние между трассой подводного трубопровода и другими ОПО МНГК определяется при проектировании.

39. При пересечении трассы подводного трубопровода с другими подводными коммуникациями и трубопроводами предусматриваются меры, обеспечивающие их сохранность.

40. В начале и конце подводного трубопровода для транспортирования нефти и газа устанавливаются автоматические запорные устройства для его отключения при аварийных ситуациях. Подводные трубопроводы разделяются на секции, между которыми устанавливаются автоматические запорные устройства. Протяженность секций определяется при проектировании.

41. Между плавучими средствами, участвующими в работах на подводных трубопроводах, и береговой базой обеспечивается непрерывная радиотелефонная связь, а также связь с гидрометеорологической службой.

42. При производстве работ на подводном трубопроводе контроль за своевременным и регулярным поступлением информации о прогнозе погоды осуществляет ответственное лицо эксплуатирующей организации.

43. На подводном трубопроводе и в местах его выхода на берег не допускается использование труб с нарушенным антикоррозионным или бетонным покрытием.

44. Эксплуатационные стояки должны крепиться к конструкции стационарных платформ.

45. Трубопроводы до сдачи в эксплуатацию подвергаются наружному осмотру и испытанию на прочность и герметичность. Вид испытания и величины испытательных давлений трубопровода определяются при проектировании.

46. Наружный осмотр подводных трубопроводов проводится в процессе их спуска под воду.

47. Испытание подводного трубопровода проводится по инструкции, предусматривающей порядок проведения данных работ и меры безопасности. Инструкция составляется совместно строительной и эксплуатирующей организациями и утверждается эксплуатирующей организацией. Испытание подводного трубопровода на прочность и проверка на герметичность осуществляется после завершения на нем всех строительно-монтажных работ.

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

49. Трубопровод вводится в эксплуатацию после завершения работ, предусмотренных проектной документацией при наличии средств электрохимической защиты, устройств контроля, автоматики и телемеханики.

50. После завершения работ и испытания подводный трубопровод подвергается проверке по всей трассе. Повторная проверка подводного трубопровода проводится в срок не позднее одного года с начала эксплуатации, последующие проверки проводятся с определенной при проектировании периодичностью, но не реже, чем раз в восемь лет.

Объемы и методы проверок определяются при проектировании трубопроводов. Проверка трубопровода методом подводного видеонаблюдения, в том числе в засыпанной траншее на предмет обнаружения утечек нефти или газа, загрязнения поверхности дна является обязательной.