RMNT.RU  /  Нормативные документы  /  СанПиНы, руководящие документы  /  ПБ

ПБ Разработка нефтяных месторождений, часть 8


5.13. На каждой шахте, осуществляющей добычу нефти с применением теплоносителей, должен вестись учет и контроль за работой нагнетательных и добывающих скважин.


5.14. Нагнетательные и добывающие скважины должны иметь индивидуальные или групповые запорные устройства, позволяющие регулировать расход теплоносителя и отбор продукции.


5.15. Откачка ранее затопленных эксплуатационных выработок (галерей уклонов, панелей и т.п.) должна производиться по специальным мероприятиям, утвержденным главным инженером шахты по согласованию с командиром (начальником) горноспасательного формирования, обслуживающего шахту. Мероприятия должны содержать указания о последовательности выполнения работ и соблюдении безопасности при этом. Особое внимание в мероприятиях и в процессе работ должно быть уделено контролю за содержанием в рудничном воздухе углеводородных газов и паров, углекислого газа, сероводорода и т.д.


5.16. На всех участках добычи нефти на шахтах должен вестись "Журнал записи результатов испытаний, осмотров, проверки и ремонтов "горячих" трубопроводов и устьев паронагнетательных скважин" по форме, утвержденной главным инженером шахты, НШУ, в котором должны фиксироваться состояние этих трубопроводов и скважин, их неисправности, случаи прорывов теплоносителя и меры, принятые по их ликвидации.


Ответственность за состояние "горячих" трубопроводов и нагнетательных скважин возлагается приказом главного инженера шахты на руководителей участков добычи нефти, которые обязаны проводить ежедекадный осмотр всех "горячих" трубопроводов и устьевой арматуры нагнетательных скважин с записью результатов.




Дополнительные правила при эксплуатации подземных

нагнетательных скважин



5.17. Устьевое оборудование нагнетательных скважин, предназначенных для нагнетания в пласт воды с температурой ниже 40°С, должно иметь приспособления для установки на нем манометров и расходомеров.


Допускается установка одного манометра и одного расходомера на группу нагнетательных скважин, если это предусмотрено утвержденным в установленном порядке проектом.


5.18. Если в качестве рабочего агента используется агрессивная пластовая вода, для перекачки ее следует применять насосное оборудование, изготовленное из антикоррозийных высокопрочных материалов, трубопроводную арматуру, основные узлы которой (гнезда, клинья и т.п.) изготовлены из антикоррозийных материалов или имеют прочное антикоррозийное покрытие, и трубы, имеющие такое же покрытие.


5.19. Устьевая арматура нагнетательных скважин до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное гидравлическое давление, предусмотренное паспортом.


Перед пуском в эксплуатацию обвязка насосов должна быть опрессована на полуторакратное рабочее давление.


Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.


5.20. На воздухопроводах к нагнетательным скважинам должны быть установлены обратный клапан и концевая задвижка для продувки скважины и трубопровода.


5 21. На отводах от подземного магистрального паропровода к каждой группе нагнетательных скважин должна быть установлена запорная арматура.


5.22. Каждая действующая паронагнетательная скважина или группа таких скважин должны быть оборудованы приборами для замера давления и температуры подаваемого в них водяного пара.


5.23. Контроль за процессом закачки теплоносителя в пласт должен осуществляться мастером или опытным оператором участка добычи нефти.


Изменение режима закачки теплоносителя может производиться только с разрешения начальника участка добычи нефти.


5.24. При эксплуатации нагнетательных скважин следует также руководствоваться положениями, изложенными в разделе 4 настоящих Правил.




Дополнительные правила при эксплуатации подземных

добывающих скважин



5.25. Эксплуатация подземных добывающих скважин в шахтах может производиться фонтанным, компрессорным (эрлифтным) и глубиннонасосным способами, а также свабированием (поршневанием) и тартанием.


Способ эксплуатации добывающих скважин должен быть определен в проекте (паспорте) эксплуатационного блока, утвержденном в установленном порядке.


Изменение способа эксплуатации скважин допускается с письменного разрешения главного инженера производственного объединения, согласованного с РГТИ.


5.26. Свабирование (поршневание) и тартание в добывающих скважинах допускается применять только после первого ремонта их. В виде исключения допускается эксплуатация добывающих скважин свабированием или тартанием сразу же после их освоения только на дегазированных и истощенных продуктивных пластах.


5.27. При компрессорной (эрлифтной) эксплуатации в качестве рабочего агента должен применяться сжатый воздух из общешахтной сети, а в шахтах первой группы - и от передвижных компрессорных установок, электрооборудование которых отвечает требованиям п.9.20 настоящих Правил.


На выкидных линиях компрессоров в их самых пониженных местах должны быть установлены масловодоотделители, оборудованные автоматической или ручной продувкой. Линии продувки должны быть выведены в выработки с исходящей струёй воздуха и направлены в канавку в место, безопасное для проходящих людей по выбросу масла и воды. Масловодоотделители и промежуточные холодильники должны продуваться специально назначенными людьми в определенное паспортами этих аппараттов время.


На воздушных линиях между масловодоотделителями и распределительными батареями должны устанавливаться обратные клапаны, конструкция которых должна исключать возможность скопления в них масла.


5.28. Приемные воздушные коллекторы передвижных компрессоров должны быть устроены в специальных камерах или выработках и должны иметь фильтры для очистки воздуха от механических примесей.


5.29. При возникшей опасности попадания углеводородных газов и паров в прием передвижного воздушного компрессора последний должен быть немедленно остановлен.


5.30. При продавке скважин необходимо вести наблюдение за давлением и температурой на выкиде компрессора. При этом продувка промежуточных холодильников запрещается.


5.31. Фонтанно-компрессорная арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления, должна монтироваться с полным комплектом болтов (шпилек) и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры.


5.32. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться отводы с трехходовыми кранами для включения манометров.


5.33. Возможность применения поверхностно-активных веществ (ПАВ) при компрессорной эксплуатации добывающих скважин определяется проектом эксплуатационного блока, согласованным в обязательном порядке с РГТИ и органами санитарного надзора.


5.34. При эксплуатации скважин погружными гидропоршневыми насосами каждая группа добывающих скважин, обслуживаемых одним силовым насосом, должна иметь на нагнетательной линии к скважинам исправный манометр.


Силовой насос должен быть оборудован электроконтактным и показывающим манометрами и предохранительным клапаном, отвод которого должен быть выведен под уровень рабочей жадности насоса в емкости.


5.35. Исправность электроконтактного манометра и предохранительного клапана силового насоса гидропоршневой установки должна проверяться в сроки, установленные инструкцией по ее безопасной эксплуатации.


5.36. Перед пуском гидропоршневой установки нагнетательная линия силового насоса со всеми отводами к добывающим скважинам, устьевая арматура и обсадные колонны этих скважин должны быть испытаны на полуторакратное рабочее давление силового насоса.


5.37. Гидропоршневая установка должна пускаться в работу после проверки исправности электроконтактного манометра при открытых запорных устройствах на линиях всасывания и нагнетания силового насоса и на перепускной линии. Давление в напорной системе должно создаваться после установления нормальной работы оборудования, установленного в подземных горных выработках вне добывающих скважин.


5.38. При остановке силового насоса гидропоршневой установки давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.


5.39. Гидропоршневые насосы должны извлекаться и спускаться специальным подъемником при помощи прочно укрепленного полиспаста.


При этом до извлечения или спуска гидропоршневого насоса давление в устье добывающей скважины должно быть снижено до атмосферного.


5.40. Запрещается сброс газовоздушной смеси из эрлифтных скважин в газопроводы дегазационной сети. Для этих целей должен быть сооружен специальный газоотвод.


В исключительных случаях по разрешению главного инженера НШУ, согласованному с местными органами Госгортехнадзора допускается сброс газовоздушной смеси из этих скважин непосредственно в исходящую струю участка при условии, что на всем протяжении этой струи содержание вредных газов не будет превышать норм, установленных пп.3.1 и 3.2 настоящих Правил.


5.41. При эксплуатации добывающих скважин следует также руководствоваться положениями, изложенными в разделе 4 настоящих Правил.




Текущий и капитальный ремонт скважин



5.42. При текущем и капитальном ремонте подземных нагнетательных и добывающих скважин надлежит, кроме требований нестоящего подраздела, руководствоваться положениями и требованиями раздела 4 и остальных подразделов раздела 5 настоящих Правил.


5.43. На текущий и капитальный ремонт подземных скважин должен быть разработан проект, утверждаемый главным инженером шахты.


5.44. Передвижные агрегаты (станки) для текущего и капитального ремонта подземных скважин должны отвечать требованиям пп.1.38 и 9.20 настоящих Правил, должны быть оснащены обмедненными механизмами для свинчивания и равзвинчивая труб и штанг, а также приспособлениями, обеспечивающими безопасность ремонтных работ на скважинах.


5.45 Агрегаты (станки) должны обслуживаться не менее чем двумя опытными рабочими, умеющими пользоваться и снабженными переносными приборами эпизодического действия для замера вредных и ядовитых газов. На рабочем месте старший звена должен иметь наряд-путевку на производство работ, подписанную начальником участка добычи нефти, начальником участка ВТБ и главным инженером шахты.


5.46. Работы по ремонту скважин должны вестись под руководством лица технического надзора участка.


5.47. Агрегаты (станки) для ремонта скважин должны быть установлены на специальных площадках (на полу), обеспечивающих свободные проходы для их безопасного обслуживания и надежно раскреплены.


5.48. Перед разборкой устьевой арматуры следует постепенно снизить давление в кольцевом и затрубном пространстве до атмосферного.


5.49. При ремонте одной из нагнетательных скважин в камере или галерее остальные нагнетательные скважины, выходящие из этой же выработки, должны быть остановлены.


5.50. Капитальный ремонт подземных скважин должен производиться по плану, утвержденному главным инженером шахты, НШУ и под руководством лица технического надзора участка добычи.


При капитальном ремонте скважин с применением бурового оборудования надлежит руководствоваться соответствующими требованиями раздела 4 настоящих Правил.


5.51. Вырезка труб в скважине должна производиться под непосредственным руководством инженерно-технического работника.


Запрещается работать труборезкой вручную при вырезке обсадных колонн.


5.52. Спуско-подъемные операции при ремонте скважин должны выполняться строго в соответствии с требованиями в инструкции завода-изготовителя агрегата (станка) и настоящих Правил.


5.53. Запрещается оставлять колонну труб на весу при перерывах в работе по подьему или спуску труб и штанг.


5.54. При выбросе трубы на площадку или пол свободный конец ее должен устанавливаться на скользящую подкладку (салазки, лоток и т.п.).


Выброс и подъем штанг и труб разрешается производить по одной штуке.


5.55. При чистке песчаных пробок желонкой необходимо иметь обмедненный крючок, ящик-отбойник с "подушкой", сточный желоб и шланг от водяной линии.


Запрещается опорожнять желонку непосредственного на пол рабочей площадки.


Запрещается чистка желонкой песчаных пробок в фонтанных и (или) выделяющих газ скважинах.


5.56. На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен в канавку и закреплен.


5.57. При промывке пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, следует установить на промывочных трубах противовыбросовую задвижку или на устье установить герметизирующее устройство и применять промывочную жидкость с удельным весом, обеспечивающим гидростатическое давление столба, равное пластовому давлению.


5.58. Очистку труб от отложений парафина следует осуществлять методом пропаривания их.


5.59. На паропроводе должен быть предохранительный клапан с отводом, выведенным в такое место, где исключается любая возможность ожога паром кого бы то ни было.


5.60. При пропаривании скважины запрещается нахождение людей вблизи ее устья.


5.61. Шланг для подачи пара в насосно-компрессорные трубы должен быть оборудован специальными наконечниками.




6. ТРАНСПОРТ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ, НЕФТИ,ВОДЫ, ПОПУТНОГО

НЕФТЯНОГО ГАЗА И СЖАТОГО ВОЗДУХА НА ШАХТНОЙ ПОВЕРХНОСТИ

И В ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ ВЫРАБОТКАХ ШАХТ



Общие положения



6.1. Проектирование, строительство и эксплуатация объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, попутного нефтяного газа, воды на шахтной поверхности должны производиться в соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, настоящих Правил, соответствующих глав СНиП, общесоюзных и отраслевых инструкций, указаний и норм технологического проектирования, общесоюзных и отраслевых нормативных документов по строительному производству.


6.2. Устройство, монтаж и эксплуатация поверхностных и подземных шахтных воздушных компрессорных установок, воздухопроводов и воздухосборников, масловодоотделителей и концевых охладителей должны отвечать требованиям настоящих Правил, а также действующих Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов.


6.3. Технология комплекса сбора, транспорта, подготовки нефти, попутного нефтяного газа и воды в подземных горных выработках шахт должна обеспечивать:


а) закрытый сбор продукции добывающих скважин от их устьев до газосепараторов;


б) сепарацию нефтяных газов и газового конденсата в газосепараторах и отвод их по газосборной сети шахты на шахтную поверхность (за исключением случаев, оговоренных в п 4.11 настоящих Правил);


в) сброс дегазированной продукции добывающих скважин из газосепараторов в сборные емкости эксплуатационных блоков (уклонов, панелей и т.п.);


г) выделение в сборных емкостях эксплуатационных блоков крупнозернистых и среднезернистых мехпримесей из продукции добывающих скважин;


д) закрытый транспорт нефте-водяной эмульсии с оставшимися в ней частью среднезернистых и мелкозернистыми мехпримесями на участковые нефтеловушки (УНЛ) или непосредственно на центральную нефтеловушку шахты (ЦНЛ);


е) выделение на УНЛ или ЦНЛ из эмульсии, поступившей на них, мехпримесей, отстой и разделение нефти и воды со сбросом их в предназначенные для них емкости;


ж) закрытый транспорт нефти, содержащей установленный проектом УНЛ и ЦНЛ объем воды, с УНЛ на ЦНЛ или непосредственно на установку подготовки нефти (УПН) на шахтной поверхности;


з) закрытый транспорт излишков воды с УНЛ или открытый перепуск ее с ЦНЛ в водосборники главной водоотливной установки шахты (ГВУ) и последующая откачка ее с ГВУ на очистные сооружения на шахтной поверхности.


Примечания.


1. Водоотливные канавки во всех горных выработках шахты должны использоваться только для сбора и отвода жидкости, выделяющейся из вмещающих эти выработки горных пород, и при аварийных случаях (прорывы трубопроводов, прорывы больших масс жидкости в выработки их окружающих пород). При проходе канавок под перемычками должны устраиваться гидрозатворы.


2. Допускается в отдельных случаях с письменного разрешения главного инженера шахты, НШУ сбор продукции добывающих скважин в водоотливные канавки и транспорт ее по ним от устьев скважин до сборных емкостей эксплуатационных блоков (уклонов, панелей и т.п.) при условии, что эти канавки сооружены в выработках, пройденных в несклонных к пучению породах продуктивного пласта, и если содержание ядовитых и взрывчатых газов в рудничной атмосфере этих выработок не будет превышать норм, установленных пп.3.1 и 3.2 настоящих Правил. Крепление этих канавок (если оно требуется по проекту) должно быть выполнено из негорючих материалов.


3. Допускается также при бурении скважин станками с гидроприводом или с промывкой в полевых штреках сбрасывать воду в водоотливные канавки и по ним отводить ее в специальные емкости, место размещения и конструкция которых определены проектом (паспортом) разбуривания данной выработки. Собираемая в емкостях вода должна откачиваться по трубам или в ближайший уклон (панель), или в емкости УНЛ и ЦНЛ.


6.4. Запрещается применять оборудование и трубы, изготовленные из диэлектрических материалов, для перекачивания и транспортирования нефти, газа и газоконденсата с удельным объемным электрическим сопротивлением более 10 Ом·м.




Емкости системы сбора, транспорта и подготовки

нефти и воды в шахте



6.5. Каждая эксплуатационная выработка (галерея уклона, панельный комплекс и т.п.), расположенная по вертикали ниже откаточного горизонта, по которому жидкость при аварийном состоянии может беспрепятственно самотеком по водоотливным канавкам попасть в емкости ЦНЛ или ГВУ, должна иметь сборную приемную емкость, рассчитанную на прием не менее получасового максимального притока жидкости в эту выработку. Жидкость из этой емкости должна откачиваться не менее чем двумя насосными агрегатами (рабочим и резервным), каждый из которых должен откачивать максимальный суточный приток жидкости в выработку не более чем за 20 часов.


6.6. Каждая УНЛ и ЦНЛ должны иметь следующие емкости в количестве не менее:


а) два нефтеотстойника с песколовками;


б) один нефтесборник;


в) один водосборник.


Объем каждой емкости и тип ее крепи должны определяться проектом.


Допускается в качестве водосборника ЦНЛ использовать водосборники ГВУ при условии, если в них не будет попадать нефть из нефтеотстойников и нефтесборника ЦНЛ.


6.7. В шахтах обеих групп опасности допускается эксплуатация всех емкостей сбора и подготовки нефти и воды в открытом состоянии (без их глухого перекрытия; сходни, трапы, площадки, предназначенные для работы или передвижения людей за элементы герметизации не считаются), если содержание ядовитых и взрывчатых газов и паров в атмосфере этих емкостей и в выработках, по которым движется исходящая струя воздуха из них, не превышает норм, установленных пп.3.1 и 3.2 настоящих Правил.


Во всех случаях крепь емкостей, а также сходни, перила, трапы, мостки, площадки в них должны быть выполнены из негорючих и неискроопасных материалов.


В случае, если требования пп.3.1 и 3.2 настоящих Правил выполнить невозможно, все емкости сбора и подготовки нефти и воды как в эксплуатационных блоках (уклонах, панелях и т.п.), так и на УНЛ и на ЦНЛ должны быть загерметизированы и иметь трубопроводы для отвода выделяющихся в них газов и паров в дегазационную сеть.


6.8. Смотровые окна нефтеотстойников и нефтесборников в шахтах, добывающих нефть, не содержащую легких фракций, должны быть перекрыты металлическими решетками.


В шахтах, добывающих нефть, содержащую легкие фракции, смотровые окна дополнительно должны быть закрыты стеклом и герметизированы.


6.9. Необходимость и температура подогрева нефти в емкостях системы сбора и подготовки ее в шахте должны определяться проектом шахты.


Нагрев нефти должен производиться только водяным паром или горячей водой.


6.10. Во всех емкостях УНЛ и ЦНЛ должны осуществляться автоматический контроль и регулирование уровня жидкости в них.


Все оборудование и приборы контроля и регулирования должны отвечать требованиям пп.9.20-9.24 настоящих Правил.


6.11. Ручной отбор проб нефти из нефтесборников, а также измерения уровней с помощью мерных лент и метрштоков должны производиться только после прекращения движения жидкости в емкости, т.е. когда жидкость находится в спокойном состоянии. При этом устройства для проведения измерений должны быть изготовлены из токопроводящего материала (<10 Ом·м) и подсоединены к местным заземлителям.


Если удельное электрическое сопротивление жидкости выше 10 Ом·м, то ручной отбор проб и измерение уровня в нефтесборниках допускается производить не ранее чем через 20 мин после окончания закачки жидкости в емкость.


Измерение уровня в закрытых емкостях при движении жидкости должно производиться дистанционными автоматическими уровнемерами, а отбор проб должен осуществляться через специальное устройство.


6.12. Все работники, обслуживающие емкости для сбора и первичной подготовки нефти в шахте, должны пройти дополнительный инструктаж и тренировки по пользованию воздушнобаллонными дыхательными аппаратами и противогазами, а также по оказанию первой помощи при отравлениях нефтепродуктами.


6.13. Привлекать к работам по очистке от грязи емкостей для сбора и первичной подготовки нефти в шахте случайных, не обученных работников запрещается.


6.14. Перед началом ремонта или очистки емкости все .работающие должны быть проинструктированы руководителем по мерам безопасной работы.


Руководитель работ должен также тщательно проверить исправность масок и шлангов противогазов, поясов и сигнально-спасательных веревок.


При обнаружении малейшей неисправности, например, надрывов, проколов на маске или шланге, незначительной неплотности в соединениях, использовать их запрещается.


6.15. Производство работ в емкостях для нефти разрешается после охлаждения их водой до нормальной температуры.


Непосредственного перед началом работ по очистке емкости должны быть тщательно проветрены, а в наиболее пониженных частях их должны быть отобраны пробы на содержание ядовитых и взрывчатых газов и паров.


Отбор проб, а также очистка и ремонт емкостей допускается только при постоянном присутствии лица технического надзора, ответственного за эти работы.


Очистка емкостей должна быть механизирована.


Очистка и ремонт емкостей должны производиться при постоянном проветривании их деятельной вентиляционной струей.


6.16. Отбор проб воздуха и очистка емкости от грязи должны производиться работником, включенным в воздушнобаллонный аппарат или шланговый противогаз, одетым в специальную одежду и обувь.


Поверх спецодежды должен быть надет широкий пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнально-спасательной веревкой, конец которой должен быть выведен из емкости наружу и находиться в руках у наблюдающего.


У люка емкости со стороны свежей струи воздуха должно быть не менее двух человек, готовых, в случае необходимости, оказать помощь работающему в емкости.


Они должны быть также в специальной одежде и обуви и иметь при себе изолирующие противогазы.


За работающим в емкости и за исправным состоянием шланга противогаза должно быть непрерывное наблюдение. Перегибы шланга не допускаются. Свободный конец его должен быть закреплен в зоне чистого воздуха.


6.17. При обнаружении каких-либо неисправностей (прокол шланга, обрыв или зацеп спасательной веревки и т.п.), а также при попытке работающего в емкости снять шлем-маску противогаза, работа внутри емкости должна быть немедленно приостановлена, а рабочий извлечен из емкости.


6.18. При работе внутри емкости двух человек или более необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов противогазов как снаружи, так и внутри емкости; должна быть предусмотрена последовательность эвакуации людей из емкости при возникновении опасности.


6.19. Продолжительность единовременного пребывания в емкости работника в шланговом противогазе не должна превышать 15 мин с последующим отдыхом на свежей струе воздуха не менее 15 мин.


6.20. По окончанию очистки или ремонта емкости перед закрытием люков ее ответственный за проведение работ должен лично убедиться, что в емкости не остались люди, а также инструменты и материалы.


6.21. Запрещается нахождение людей на исходящей струе воздуха из емкости во время открытия ее, отбора проб воздуха, очистки или ремонта и закрытия емкости.




Дополнительные общие требования к шахтным трубопроводам



6.22. Проектирование, строительство и эксплуатация шахтных трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил, "Указаний по проектированию трубопроводов, прокладываемых в подземных выработках нефтяных шахт", а также требований действующих "Указаний по расчету стальных трубопроводов различного назначения", "Временной инструкции по определению расчетных расходов сжатого воздуха для угольных шахт", "Руководства по дегазации угольных шахт", "Руководства по борьбе с пылью в угольных шахтах", "Инструкции по противокоррозийной защите армировки стволов, металлоконструкций шахтной поверхности и другого горнотехнического оборудования", рекомендуемых методов расчета гидравлического транспорта и соответствующих ГОСТов.


6.23. Каждая труба должна иметь не менее 2-х опор, расположенных не ближе 50 мм от фланцев.


Конструкции опор должны допускать смещение труб в продольном и поперечном направлениях.


6.24. Для разгрузки ставов труб от вертикальных нагрузок через каждые 150 м должны устанавливаться опоры (стулья). Первый опорный стул должен устанавливаться на расстоянии не более 50 м от устья ствола.

Каждый став должен иметь также направляющие опоры (хомуты) и нижние опоры.


6.25. В нижней части каждого вертикального или наклонного трубопровода, транспортирующего жидкость, должны предусматриваться устройства для их опорожнения.


6.26. Напорные водопроводы и трубопроводы сжатого воздуха должны прокладываться в стволах, оборудованных клетевым подъемом. При давлении 6,4 МПа (64 кгс/см) в трубопроводе размещение его против входа и выхода в клеть запрещается.


Нефтепроводы, предназначенные для выдачи нефти из шахты, должны прокладываться только в специально пробуренных скважинах. Конструкция этих скважин и нефтепроводов в них во всех случаях должна быть решена проектом.


Дегазационные трубопроводы должны также прокладываться в специально пробуренных скважинах. Скважины для этих трубопроводов должны устраиваться за пределами промплощадки шахты на расстоянии от нее, обеспечивающем требуемые противопожарные разрывы.


Трубопроводы для подачи теплоносителя в шахту должны прокладываться также в специальных пароподающих скважинах. Конструкция этих трубопроводов и пароподающих скважин должна соответствовать проекту. Допускается прокладка трубопроводов, предназначенных для подачи водяного пара и горячей воды с небольшими расходами и давлением в центральную зону шахты в вентиляционных стволах с исходящей струей воздуха, оборудованных клетевым подъемом. Эти трубопроводы должны быть размещены в стволе только против глухих стен клетей и должны иметь надежную теплоизоляцию.


6.27. Все магистральные трубопроводы на вновь проектируемых шахтах, а также на реконструируемых шахтах, а также на реконструируемых участках действующих шахт (кроме трубопроводов сжатого воздуха и пожарно-оросительного) должны прокладываться в специальных трубопроводных штреках, идущих параллельно откаточному и вентиляционному штрекам и попутно используемых для пропуска части исходящей струи воздуха с участка и крыла шахты.


Трубопроводы сжатого воздуха и пожарно-оросительный должны прокладываться только по откаточным штрекам.


Допускается на действующих шахтах прокладка в откаточных штреках, кроме трубопровода сжатого воздуха и пожарно-оросительного, трубопроводов с холодной водой (подпиточных с ГВУ, сбросных на ГВУ, напорных к буровым станкам, сбросных с буровых станков), а в вентиляционных штреках, служащих путями движения к запасным выходам, - трубопроводов для теплоносителей, нефтепроводов, дегазационных трубопроводов. При этом должны быть строго выдержаны все требования настоящих Правил в части соблюдения скоростей движения вентиляционной струи, безопасных проходов и зазоров и содержания путей движения к запасным выходах, а также совместного размещения трубопроводов и кабелей, удобства ремонта и замены этих коммуникаций.


6.28. При размещении трубопроводов в выработках эксплуатационных уклонов, панелей и т.п. должны соблюдаться следующие требования:


а) в ходке уклона или панели должны прокладываться трубопровод сжатого воздуха, пожарно-оросительный трубопровод, напорный трубопровод к гидроэлеваторам и буровому станку;


б) в вентиляционной выработке уклона или панели должны прокладываться трубопровод для теплоносителя, трубопровод для откачки продукции добывающих скважин, сбросной трубопровод гидроэлеваторов, дегазационный трубопровод.


6.29. Расположение и крепление трубопроводов в поперечных сечениях должны соответствовать чертежам типовых поперечных сечений горных выработок, утвержденных главным инженером шахты, НШУ.


В типовых поперечных сечениях горных выработок должны соблюдаться, как правило, следующие основные требования:


а) трубопроводы, служащие для транспортирования газов и водяного пара должны размещаться в верхних частях выработок.


Примечание. На действующих шахтах, где паропроводы были проложены по почве выработок, допускается дальнейшая эксплуатация их в таком положении;


б) трубопроводы, служащие для транспортирования чистых жидкостей, их смесей и смесей жидкостей с мехпримесями должны размещаться на почве выработки или в нижней части этой выработки;


в) между трубопроводами должны иметься свободные промежутки, позволяющие обслуживать, ремонтировать и заменять трубопроводы;


г) ширина проходов между наиболее выступающими частями трубопроводов и максимальными габаритами передвигающихся по выработке машин, оборудования, механизмов и транспортных сосудов должна быть не менее 0,7 м при высоте прохода не менее 1,8 м. Ширина зазора между трубопроводами и габаритами подвижного состава должна быть не менее 0,25 м;


д) в выработках с дующими (пучащими) породами прокладка трубопроводов по почве не допускается.


6.30. Каждый трубопроводный штрек должен иметь исправный, отвечающий требованиям настоящих Правил рельсовый путь из рельсов не ниже P18 с канавой в междупутье. Канава должна быть перекрыта легкоснимаемыми щитами (трапами) из досок толщиной не менее 40 мм.


6.31. На нагнетательных линиях насосов, проложенных в наклонных выработках, вертикальных стволах и скважинах должны устанавливаться обратные клапаны.

↑
Закрыть

Строительный каталог