Запросил разработчика - Гипровостокнефть.

Приглашаем обсудить проект ПНСТ по составу и содержанию ПД на строительство скважин на суше

Публичное обсуждение проекта продлится до 21 января 2020 г.

Проект содержит краткие инструктивные материалы по заполнению разделов проектной документации на строительство скважин, устанавливает унифицированную форму (табличную и графическую) представления проектной документации для нефтедобывающих и проектных компаний.

Стандарт актуализирует требования РД 39-0148052-537-87 Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.

cм. Проект ПНСТ по составу и содержанию проектной документации на строительство скважин на суше https://www.normacs.info/projects/7741

Мною допущена опечатка в вопросе. Разумеется ссылка д.б. быть на п.7.11.5 ГОСТ 34347, определяющий требования к ГИ, вместо 7.5.11.

Относится ли требование п. 2.7.20 к коренной арматуре диаметром более 400 мм резервуара, когда в соответствии с п. 6.10.3.10 СП 4.13130.2013 коренная арматура у резервуаров должна быть с ручным приводом.

Добрый день. Что подразумевается под средствами предупредительной сигнализации о нарушении параметров работы влияющих на безопасность эксплуатации насосного оборудования п. 3 134

Есть уже ответ https://www.normacs.info/ntds/9154

Доброго дня, уважаемые коллеги.

Прошу уточнить по необходимости применения избыточных требований ФНИП в ПБ Приказ №520 в части обеспечения всех узлов запорой арматуры магистральных газопроводов дистанционным управлением.

Согласно СП 36.13330.2012 п 8.2.10 и 8.2.11 (пункт включен в перечень национальных стандартов, применение которых на обязательной основе обеспечивает соблюдение требований Федерального закона "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений") отсутствуют требования по дистанционному управлению узлов запорной арматуры на газопроводах.

Возможно, была допущена опечатка и пункт 24 ФНИП в ПБ Приказ №520 необходимо было изложить в следующей редакции согласно СП 36.13330.2012, п.8.2.10 и п.8.2.11:

24. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах, нефтепродуктопроводах, трубопроводах сжиженного газа и на переходах через водные преграды газопроводов класса I номинальным диаметром DN1000 и более , должна

yanbura, добрый день!

В таблице опечатка, должны были исправить еще в 2016 году, но пока так и нет поправки: https://www.normacs.info/discussions/3354#8947.

Уточним у разработчика, когда будет опубликована поправка.

Также посмотрите на документ Руководство по безопасности "Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов", где есть аналогичная таблица (приложение № 9) и аналогичные требования.

svzhukov, добрый день!

Эта тема не раз уже обсуждалась на нашем сайте. Посмотрите вот этот ответ эксперта и комментарий к нему, где приведено письмо Минстроя: На каких именно нефтепроводах необходимо размещать запорную арматуру и при переходе через какие именно водные преграды?

И также обратите внимание на следующие ответы экспертов:

Установка запорной арматуры на промысловых нефтепроводах при переходе через водные преграды

На какой документ ориентироваться при проектировании переходов через водные преграды промысловыми трубопроводами: ГОСТ Р 55990-2014 или СП 284.1325800.2016?

Добрый день!

Прошу Вас получить официальные разъяснения от разработчиков Межгосударственных стандартов по имеющимся разночтениям в п.7.11.5 ГОСТ 34347 ( предпоследний абзац , о требованиях к значению температур испытательной жидкости и стенки сосуда с возможностью ее превышения плюс 20 градусов) и указаниями раздела 5.8 ГОСТ 34233.9 о том, что расчет колонного оборудования при испытании производится при температуре плюс 20 град. Цельсия.

Примечание: Ранее данный вопрос был обозначен, но ответ по настоящее время официально ни кто из участников разработки ГОСТов не дал. Учитывая возможность включения данных НД в перечень документов (стандартов) применение которых на добровольной основе, обеспечит соблюдение требований ТР ТС 032, все-таки хотелось получит ответ на обозначенные вопросы.