Типовые нормативы численности рабочих и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений

(утв. Миннефтепромом СССР 31.01.1975)

Утверждаю Заместитель Министра нефтяной промышленности А. М. Жданов 31 января 1975 года

ТИПОВЫЕ НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ И НОРМЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ

Настоящий сборник разработан отделом нормирования труда ВНИИОЭНГ и нормативно-исследовательской станцией объединения «Татнефть» при участии нормативно-исследовательских станций объединений: Башнефть, Грознефть, Куйбышевнефть, Краснодарнефтегаз, Пермнефть, Оренбургнефть, Сахалиннефть, Саратовнефтегаз, Ставропольнефтегаз, Туркменнефть, Мангышлакнефть, Эмбанефть, Главтюменнефтегаз.

Нормативы численности и норм обслуживания предназначены для определения численности рабочих, необходимой нефтегазодобывающим управлениям для выполнения заданных объемов работ и расстановки рабочих по рабочим местам.

Приведенные в сборнике нормативы численности рабочих являются типовыми и разработаны по нескольким вариантам организации выполнения одноименных работ. В случае несоответствия приведенных в сборнике условий организации выполнения работ (объемов работ) местным условиям, предприятиями (организациями) на базе методик, приведенных в разделе III сборника, разрабатываются и утверждаются местные нормативы численности, как обязательные к применению.

Приведенные в сборнике нормы обслуживания, утвержденные Государственным комитетом Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы и Министерством нефтяной промышленности, являются обязательными к применению и пересмотру не подлежат.

С введением настоящего сборника отменяется сборник «Типовые нормативы численности рабочих, занятых в добыче нефти, и нормы обслуживания оборудования», изд. 1970 г.

I. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Нормативы численности рабочих и нормы обслуживания оборудования, приведенные в сборнике, разработаны по видам работ независимо от организационной структуры нефтегазодобывающего управления и охватывают:

• обслуживание наземного оборудования скважин и оборудования объектов, «привязанных» к скважинам;
• сбор, подготовку и перекачку нефти;
• поддержание пластового давления (вторичные методы эксплуатации) и подготовку технологической жидкости для закачки в пласт;
• промыслово-исследовательские работы, замер дебита и отбор проб;
• обслуживание оборудования и объектов по сбору и утилизации газа;
• прокат и ремонт эксплуатационного оборудования, электрооборудования и электропогружных установок;
• эксплуатацию средств и систем автоматизации и телемеханизации;
• текущий и капитальный ремонт скважин;
• пароводоснабжение;
• производство лабораторных анализов;
• складские, подсобно-хозяйственные и др. работы;

В нормативах учтена полная или частичная автоматизация и телемеханизация производственных процессов.

Сборник не учитывает особенностей работы в условиях моря.

Трудоемкость работ, учтенная в нормативах численности, определена при условии выполнения действующих норм времени на 100%.

При устойчивом значительном перевыполнении норм предприятия могут корректировать нормативы в сторону уменьшения по величине процента перевыполнения норм.

Сборник состоит из трех разделов:

Раздел I - типовые нормативы численности рабочих и нормы обслуживания оборудования;

Раздел II - указания о порядке подсчета нормативной численности:

• указания по определению среднего расстояния между скважинами;
• указания по определению коэффициентов для перехода от явочной численности к списочной;
• формы по которым производятся подсчеты, необходимые при определении среднесписочной годовой нормативной численности по каждой отдельной работе.

Раздел III - методика расчета типовых нормативов численности.

Приложения — укрупненные нормативы численности на обслуживание наземного оборудования скважины действующего фонда и переходы к обслуживаемым объектам;

• укрупненные нормативы численности на обслуживание депарафинизационных установок и спуск-подъем скребка;
• составы работ, нормы времени и другие показатели, на основании которых рассчитаны нормативы.

Раздел I. ТИПОВЫЕ НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ И НОРМЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

I. Обслуживание наземного оборудования скважин и другого оборудования, «привязанного» к скважинам

Таблица 1

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА (БЕЗ ПЕРЕХОДОВ)

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 3.

Способ эксплуатации	Нормативы явочной численности на обслуживание скважины		№ норматива
	телемеханизированной	нетелемеханизированной
Глубиннонасосный	0,0325	0,0414	1
Фонтанно-компрессорный	0,0148	0,0182	2
Электропогружным насосом (ЭПН)	0,0158	0,0202	3
	а	б

Примечания: 1. При производственной необходимости обслуживания нетелемеханизированных скважин в две или три смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для обслуживания в две смены — 1,25, три смены — 1,55.

2. К телемеханизированным скважинам относятся также скважины, работающие на телемеханизированные групповые установки.

Таблица 2

СПЕЦИФИЧЕСКИЕ И СЕЗОННЫЕ РАБОТЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ХАРАКТЕРНЫЕ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ РАЙОНОВ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 4.

Наименование работ		Единица измерения	Нормативы явочной численности	№ норматива
1		2	3	4
	Специфические работы
А.	Для скважин с интенсивным отложением парафина
	Участие в пропаривании арматуры, выкидной линии и трапа от парафина	100 работ	0,046	1
	Участие в закачке конденсата в скважину	-«-»	0,043	2
	Очистка нефтепроводов от парафина при помощи резиновых «торпед» (пуск «торпед» от скважины и прием на групповой установке)	-«-»	0,018	3
Б.	Для скважин с интенсивным отложением песка
	Участие в промывке выкидной линии от песка	-«-»	0,026	4
	Подготовка скважины для промывки от песчаной пробки	-«-»	0,043	5
В.	Для скважин с большим газовым фактором
	Продувка газовой линии на скважине	-«-»	0,006	6
	Снижение давления газа в затрубном пространстве	-«-»	0,004	7
	Зажигание газового факела	-«-»	0,003	8
	Сезонные работы
	А. Летние
	Прополка травы на обваловке (индивидуальная установка, групповая установка)	10 объектов	0,009	9
	Скашивание травы вокруг объекта (скважина, групповая установка)	-«-»	0,007	10
	Б. Зимние
	Очистка промыслового объекта от снега	-«-»	0,014	11

Таблица 3

ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 5.

Выполняемая работа	Нормативы явочной численности при условии спуска и подъема скребка установкой			№ норматива
	реже 1 раза в сутки	1 раз в сутки	1 раз в смену
Обслуживание:
ручной лебедки	0,0029	0,0037	0,0057	1
полуавтоматической или автоматической установки	0,0037	0,0050	0,0076	2
	а	б	в

Примечание. Нормативы рассчитаны на выполнение всех работ, приведенных в приложении 5. В случаях невыполнения отдельных видов работ или выполнения их рабочими базы производственного обслуживания нормативы пересчитываются.

Таблица 4

СПУСК И ПОДЪЕМ СКРЕБКА ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 6.

Выполняемая работа		Нормативы явочной численности на спуск и подъем скребка		№ норматива
		на 100 м	на каждые последующие 100 м
Спустить и поднять скребок при помощи установки:
А.	Лифт неостеклованный
Ручной лебедкой		0,0191	0,0102	1
Полуавтоматической		0,0191	0,0036	2
Автоматической (контрольный спуск-подъем)		0,0013	0,0002	3
Б.	Лифт остеклованный, покрытый эпоксидными смолами, бакелитовыми лаками
Ручной лебедкой		0,0013	0,0007	4
Полуавтоматической		0,0013	0,0002	5
Автоматической		0,0013	0,0002	6
		а	б

Примечание. Нормативы рассчитаны на спуск-подъем скребка: ручной лебедкой и полуавтоматической установкой (неостеклованный лифт) — один раз в сутки; автоматической установкой (неостеклованный лифт) и ручной лебедкой, полуавтоматической и автоматической установкой (лифт остеклованный и т.д.) — 2 раза в месяц. При изменении количества спуска-подъема скребка нормативы пересчитывается.

Таблица 5

ОБСЛУЖИВАНИЕ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА И ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 7.

Выполняемая работа	Норматив явочной численности на обслуживание установки	№ норматива
Обслуживание индивидуальной установки для сбора и замера жидкости:
телемеханизированной	0,0044	1
нетелемеханизированной	0,0084	2

Примечание. При производственной необходимости обслуживания нетелемеханизированной установки в две или три смены, к нормативам численности применяются коэффициенты: для обслуживания в две смены — 1,25, три смены — 1,55.

Таблица 6

ОБСЛУЖИВАНИЕ ГРУППОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА И ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 8.

Выполняемая работа		Нормативы явочной численности на одну установку	№ норматива
Обслуживание групповой установки для сбора и замера жидкости:
а)	телемеханизированной	0,0739	1
б)	нетелемеханизированной	0,1255	2
Обслуживание групповой установки с подготовкой нефти термохимическим способом		1 чел. в смену	3
Обслуживание групповой установки с печами подогрева нефти		1 чел. в смену	4

Примечания: 1. При производственной необходимости обслуживания нетелемеханизированных групповых установок (п. 1б) в две или три смены, к нормативам численности применяется коэффициенты: для обслуживания в две смены — 1,42, в три смены — 1,85.

2. Нормативы рассчитаны на выполнение всех работ, приведенных в приложении 8. В случаях невыполнения отдельных видов работ или выполнения их рабочими базы производственного обслуживания нормативы пересчитываются.

Таблица 7

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСОСА ОТКАЧКИ ЖИДКОСТИ ИЗ МЕРНИКА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА, ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 9.

Выполняемая работа		Нормативы явочной численности на одну откачку	№ норматива
	Откачка жидкости:
а)	неавтоматизированным насосом в присутствии оператора один раз в сутки	0,022	1
б)	автоматизированным насосом с включением автомата откачки оператором один раз в сутки	0,013	2

Примечания: 1. Если количество откачек более или менее одного раза в сутки, нормативы соответственно изменяются.

2. Нормативы не распространяются на откачку жидкости, если на объекте предусмотрено автоматическое включение насоса откачки.

Таблица 8

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЦЕНТРАЛЬНЫХ ТРАПНЫХ УСТАНОВОК

Выполняемая работа	Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
Обслуживание центральной трапной установки при количестве работающих технологических аппаратов (гидроциклонов, газосепараторов, трапов):
10 — 18	2	1
19 — 30	3	2
31 — 35	4	3

Примечание. При диспетчеризации центральной трапной установки один из операторов находится у пульта.

Таблица 9

ОБСЛУЖИВАНИЕ ПРОМЕЖУТОЧНОГО СБОРНОГО ПУНКТА ОПЕРАТОРАМИ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Выполняемая работа	Норматив явочной численности на обслуживание 1 раз в сутки	№ норматива
Обслуживание промежуточного сборного пункта	0,154	1

Примечание. При производственной необходимости обслуживания сборного пункта в две или три смены к нормативу численности применяются коэффициенты: в две смены — 1,25, в три смены — 1,55.

Таблица 10

ПЕРЕХОДЫ (ПЕРЕЕЗДЫ) ОПЕРАТОРОВ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 10.

Рельеф местности	Нормативы явочной численности на переходы (переезды) на каждые 100 м среднего расстояния, связанные с обслуживанием скважин				№ норматива
	телемеханизированных		нетелемеханизированных
	переходы	переезды	переходы	переезды
Равнинная	0,0016	0,00022	0,0033	0,00044	1
Пересеченная	0,0024	0,00029	0,0049	0,00057	2
Резкопересеченная	0,0028	0,00034	0,0055	0,00068	3
	а	б	в	г

Примечание. Нормативами численности предусматривается подход к обслуживаемым объектам 1 раз в сутки, при производственной необходимости подхода к объектам более 1 раза в сутки норматив численности соответственно увеличивается.

Таблица 11

ОБСЛУЖИВАНИЕ КОНТРОЛЬНЫХ, ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ И БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 11.

Выполняемая работа		Нормативы явочной численности на 10 скважин	№ норматива
Обслуживание:	контрольных и пьезометрических скважин	0,017	1
	бездействующих скважин	0,014	2

Таблица 12

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОТДАЛЕННЫХ СКВАЖИН И НЕУПРАВЛЯЕМЫХ ФОНТАННЫХ

Выполняемая работа	Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
Обслуживание отдаленной скважины (более 3 км при резкопересеченной местности, 4 км при пересеченной местности, 5 км при равнинной местности)	0,5	1
Обслуживание отдаленных групп скважин (та же характеристика)	1	2
Обслуживание неуправляемой фонтанной скважины, группы скважин (невозможна регулировка подачи жидкости, угроза прорыва жидкости в межколонное пространство)	1	3

Примечания: 1. При обслуживании отдаленной скважины дополнительная численность рабочих по уходу за насосами по откачке нефти, для спуска-подъема скребка не устанавливается.

2. Если количество скважин в отдаленной группе не более 19, нормативную численность следует определять по табл. 1.

3. Если отдаленные скважины расположены рядом с пунктом сбора нефти или групповой установкой, обслуживание всех объектов производится одной группой рабочих.

Таблица 13

ОБСЛУЖИВАНИЕ ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННЫХ ОБЪЕКТОВ ДЕЖУРНЫМИ ОПЕРАТОРАМИ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ, ПРИКРЕПЛЕННЫМИ К ДИСПЕТЧЕРСКОМУ ПУНКТУ (ДП)

Выполняемая работа	Нормы обслуживания на 1 ДП на смену	№ норматива
Обслуживание телемеханизированных объектов, подключенных к ДП:
до 100	1	1
более 100	2	2

Примечания:

1. Численность по таблице определяется только для условий, когда скважины, подключенные к диспетчерскому пункту, обслуживаются в 1 смену.

2. К телемеханизированным скважинам относятся также скважины, подключенные к телемеханизированным групповым установкам.

II. Сбор, подготовка и перекачка нефти

Таблица 14

ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ И ДРУГОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ, ГОЛОВНЫХ, ПРОМЕЖУТОЧНЫХ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ, СБОРНЫХ ПУНКТОВ

Количество обслуживаемых резервуаров	Объем перекачиваемой жидкости в сутки, тыс. т	Общая емкость парка, тыс. м3	Норма обслуживания		№ норматива
			на 1 смену	кроме того дневные
1	2	3	4	5	6
2 — 3	Независимо от объема	Независимо от емкости	1	-	1
4 — 5	До 1	Независимо от емкости	1	-	2
	1 и более	до 12	1	-	3
		12 и более	2	-	4
6 — 8	До 1	Независимо от емкости	1	-	5
	1 и более	До 6	1	-	6
		6 и более	2	-	7
9 — 15	До 10	Независимо от емкости	2	-	8
	10 — 20	До 25	2	-	9
		25 и более	2	1	10
	20 и более	До 25	2	-	11
		25 и более	3	1	12
16 и более	До 10	До 50	2	-	13
		50 и более	2	1	14
	10 — 20	до 25	2	-	15
		от 25 до 50	2	1	16
		50 и более	3	1	17
	20 и более	До 25	2	1	18
		25 и более	3	1	19
			а	б

Примечания:

1. Нормы обслуживания не распространяются на прискважинные сборные пункты, индивидуальные, групповые установки для сбора нефти. Обслуживание их производится операторами по добыче нефти.

2. Если по условиям техники безопасности (при наличии специальных указаний), замены должны производится в присутствии второго лица, норма обслуживания увеличивается на 1 чел. в смену (для парков, обслуживаемых 1 чел. в смену).

Таблица 15

ОТБОР ПРОБ НЕФТИ С РЕЗЕРВУАРОВ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 12.

Выполняемая работа	Норматив явочной численности на 100 отборов проб	№ норматива
Отбор проб нефти с резервуаров (один отбор включает отбор с трех уровней)	0,059	1

Примечание. Если отбор проб с резервуаров производится операторами по перекачке, нормативная численность по данной таблице не определяется.

Таблица 16

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ ПО ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ, ПО ПЕРЕКАЧКЕ ПОДТОВАРНЫХ И КАНАЛИЗАЦИОННЫХ ВОД, ДОЖИМНЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Насосные станции	Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
Нетелемеханизированные с количеством работающих насосов:
до 9	1	1
10 и более	2	2
Телемеханизированные	1 (в дневную смену)	3

Примечания:

1. Нормы обслуживания установлены для насосной станции, расположенной от основных объектов резервуарного парка на расстоянии более 1 км.

2. Если две насосные станции с 1 — 2 работающими насосами расположены на расстоянии не более 1 км одна от другой, численность предусматривается только на одну насосную.

3. Если насосная станция с 1 — 2 работающими насосами закачивает подтоварные и канализационные воды в нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии до 1 км, нормами предусматривается и обслуживание нагнетательных скважин.

Таблица 17

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Типы установок для подготовки нефти	Обслуживаемое оборудование	Нормы обслуживания на 1 смену на установку	№ норматива
УКПН — установка комплексной подготовки нефти — обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти	Теплообменники, дегидраторы, отстойники, стабилизационные колонны, холодильники, сепараторы, емкости и др.:
	1 блок	4	1
	2 блока	6	2
	3 блока	8	3
	Печи	1	4
	Насосы, компрессоры	1	5
ЭЛОУ, работающая на токе промышленной частоты — обезвоживание и обессоливание нефти	Электродегидраторы, отстойники, подогреватели, насосы и др.
	1 блок	2	6
	2 блока	4	7
УДО-2М, ТХУ, УОН, прочие установки для подготовки нефти термохимическим способом по закрытой системе под давлением — обезвоживание нефти	Теплообменники, дегидраторы, подогреватели, отстойники, насосы и др. при фактической производительности установки в год:
	до 1 млн. т	1	8
	до 1 млн. т (сернистая нефть)	2	9
	1 млн. т и более	2	10
	Трубчатые или радиантные печи установок: УДО-2М, ТХУ, УОН	1	11

Таблица 18

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ЛОВУШЕЧНОГО ХОЗЯЙСТВА

Обслуживаемое оборудование		Норма обслуживания на 1 смену на объект	№ норматива
1.	Ловушки двухсекционные, четырехсекционные, восьмисекционные системы «Гипровосток-нефть» с прудами-накопителями, расположенные на расстоянии более 1 км от других объектов резервуарного парка	1	1
2.	Пруды-накопители, расположенные на расстоянии более 1 км от ловушек и других объектов резервуарного парка	1	2
		(в дневную смену)

Таблица 19

ОЧИСТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

Объем резервуаров, м3	Нормативы списочной численности на 1 очистку	№ норматива
100 — 400	0,060	1
700	0,080	2
1000	0,084	3
2000	0,096	4
3000	0,101	5
4600	0,110	6
5000 — 8000	0,128	7

III. Поддержание пластового давления (вторичные методы эксплуатации) и подготовка технологической жидкости для закачки в пласт

Таблица 20

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ ПО ЗАКАЧКЕ РАБОЧЕГО АГЕНТА В ПЛАСТ И ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Насосные станции		Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
Нетелемеханизированные с количеством работающих насосов:
до 9		1	1
10 и более		2	2
Телемеханизированные:
а)	закачка сжиженного газа	1	3
б)	закачка воды, сточных вод	1 (в дневную смену)	4
в)	водоснабжения	1 (в дневную смену)	5

Примечания:

1. Если две насосные станции с 1 — 2 работающими насосами расположены на расстоянии до 1 км одна от другой, численность предусматривается только на одну насосную.

2. Если насосная станция с 1 — 2 работающими насосами закачивает подтоварные и канализационные воды в нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии до 1 км, нормами предусматривается и обслуживание нагнетательных скважин.

Таблица 21

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА ПО УПРАВЛЕНИЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫМИ НАСОСНЫМИ

Выполняемая работа	Единица измерен.	Норма обслуживания на 1 смену	№ норматива
Обслуживание диспетчерского пункта по управлению автоматизированными насосами	1 пульт	1	1

Примечание. Если диспетчерский пункт обслуживается ИТР, численность по данной таблице не подсчитывается.

Таблица 22

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДООЧИСТНОЙ СТАНЦИИ (РЕАКТОРОВ, СМЕСИТЕЛЕЙ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЕМКОСТЕЙ, ОСВЕТЛИТЕЛЕЙ, ФИЛЬТРОВ, НАСОСОВ ВНУТРЕННЕЙ ПЕРЕКАЧКИ, ЕМКОСТЕЙ ПОДГОТОВЛЕННОЙ ВОДЫ, РЕАГЕНТНОГО ХОЗЯЙСТВА: РАСТВОРНЫХ ЕМКОСТЕЙ, ДОЗИРОВОЧНЫХ НАСОСОВ И ДР.) И ЛАБОРАТОРИИ ПО КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА ВОДЫ

Производительность водоочистной станции, тыс. м3/сутки	Нормы обслуживания на 1 смену		№ норматива
	водоочистной станции	лаборатории
До 5	1	1 (в дневную смену)	1
От 5 до 15	1	1	2
От 15 до 50	2	1	3
Свыше 50	3	1	4
	а	б

Примечание. При наличии на водоочистной станции водоподогревателей системы АКХ дополнительно предусматривается 1 чел. в смену.

Таблица 23

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Выполняемая работа	Норматив списочной численности на 1 скважину	№ норматива
Обслуживание нагнетательной скважины действующего фонда	0,012	1

Примечание. Нормативы численности предусмотрены для нагнетательных скважин, не обслуживаемых машинистами насосных станций по закачке воды в пласт.

Таблица 24

ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН ВОДОЗАБОРА

Выполняемая работа	Нормы обслуживания на 1 смену при расстоянии между скважинами водозабора в одной группе, м		№ норматива
	до 500	500 и более
Обслуживание скважин водозабора при их количестве в одной группе:
до 16	1	1	1
17 и более	1	2	2
	а	б

Примечание. Нормы обслуживания установлены для скважин водозабора, которые по условиям организации производства не могут обслуживаться рабочими рядом расположенных насосных станций.

Таблица 25

ОБСЛУЖИВАНИЕ ВОДОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ, ГАЗОВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ БУДОК (ВРБ, ГРБ)

Обслуживаемые объекты, группы объектов		Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
1.	Водораспределительные будки, предназначенные для распределения воды по отдельным нагнетательным скважинам при законтурном или площадном заводнении — до 5 ВРБ	1	1
2.	Газовоздухораспределительные будки, предназначенные для распределения сжатого газа, воздуха по отдельным скважинам при компрессорной, газлифтной эксплуатации скважин и при вторичных методах эксплуатации — до 5 ГРБ	1	2

Примечание. Нормы обслуживания установлены для водо-газо-воздухораспределительных будок, которые по условиям организации производства не могут обслуживаться рабочими других, рядом расположенных объектов.

IV. Замер дебита, отбор проб и исследование скважин

Таблица 26

ЗАМЕР ДЕБИТА СКВАЖИН, ОТБОР ПРОБ ЖИДКОСТИ И ГАЗА, ПЕРЕХОДЫ, ПЕРЕЕЗДЫ ПРИ ЗАМЕРЕ ДЕБИТА И ОТБОРЕ ПРОБ

Перечень и трудоемкости работ приведены в приложении 13.

Выполняемая работа			Норматив явочной численности на 100 замеров отборов проб	№ норматива
1			2	3
А. Замер дебита скважин
Замер дебита при помощи мерника на индивидуальной установке			0,008	1
Замер дебита скважин на групповой установке:			0,016	2
1.	при помощи мерника		0,016	2
2.	при помощи мерника через гребенку		0,020	3
3.	при помощи мерника через гребенку с переводом замеряемой скважины с дополнительной гребенки на замерную		0,023	4
4.	через трап на мерник		0,023	5
5.	через трап на мерник с переводом замеряемой скважины на промежуточную гребенку		0,020	6
6.	через трап на мерник с остановкой скважины, работающей в один коллектор с замеряемой		0,119	7
7.	через трап на мерник с остановкой одной скважины, работающей в один коллектор с замеряемой и переводом на замер с дополнительной гребенки на замерную		0,160	8
8.	через трап на мерник с переводом скважины на замер с дополнительной гребенки без остановки скважины		0,112	9
9.	через трап и счетчик		0,012	10
10.	при помощи замерного булита через счетчик		0,013	11
11.	через гребенку на трап		0,024	12
12.	при помощи гидроциклона через счетчик		0,007	13
13.	при помощи гидроциклона через счетчик с переводом скважины с дополнительной гребенки на замерную		0,065	14
14.	через гребенку, трап и прибор ЭПИД-09 на емкость		0,066	15
15.	через гребенку, трапы I и II ступеней сепарации, прибор ДП-430 на замерные емкости		0,080	16
Б. Замер дебита на автоматической групповой замерной установке типа «Спутник» (АГЗУ)
	а)	телемеханизированной	0,013	17
	б)	нетелемеханизированной	0,017	18
Б. Отбор проб жидкости и газа со скважин
1.	Отбор проб жидкости		0,006	19
2.	Отбор проб газа		0,006	20
В. Переходы, переезды при замере дебита и отборе проб
			Коэффициент 1,3 к нормативам численности на замер дебита, отбор проб

Таблица 27

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ, НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ, КОНТРОЛЬНЫХ И ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН И ПЕРЕХОДА (ПЕРЕЕЗДА) ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводится в приложении 14.

Выполняемые работы		Нормативы явочной численности на 100 исследований при глубине спуска бора, м						№ норматива
		500	1000	2000	3000	4000	5000
1		2	3	4	5	6	7	8
I. Глубиннонасосная эксплуатация скважин (СКН)
Замер забоя или уровня жидкости и водораздела в скважине		0,03	0,05	0,07	0,09	0,12	0,14	1
Отбивка уровня в скважине желонкой		0,03	0,05	0,07	0,08	0,12	0,14	2
Замер статического уровня эхолотом, волномером		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	3
Замер динамического уровня эхолотом, волномером		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	4
Отбивка динамического уровня с помощью орифайса		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	5
Отбивка статического уровня с помощью орифайса		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	6
Снятие кривых восстановления (три раза)		0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	7
Замер давления и температуры в скважине глубинным манометром		0,06	0,07	0,09	0,11	0,14	0,16	8
Замер пластовых давлений		0,06	0,07	0,09	0,11	0,14	0,16	9
Замер забойных давлений		0,06	0,07	0,09	0,11	0,14	0,16	10
Замер пластового давления через затрубное пространство		0,08	0,10	0,15	0,21	0,26	0,31	11
Замер забойного давления через затрубное пространство		0,08	0,10	0,15	0,21	0,26	0,31	12
Замер поинтервальных давлений через межтрубное пространство (на 10 точек)		0,24	0,27	0,32	0,37	0,42	0,47	13
Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром		0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	14
Снятие кривой восстановления пластового давления через межтрубное пространство		0,28	0,31	0,36	0,41	0,46	0,51	15
Замер дистанционными приборами через межтрубное пространство (АПЭЛ-64, 66)		0,50	0,51	0,54	0,57	0,60	0,63	16
Снятие индикаторных кривых с отбивкой динамического и статического уровня эхолотом (при трех измененных режимах)		0,23	0,24	0,27	0,29	0,31	0,34	17
Исследование на периодическую эксплуатацию		0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	18
Отбивка песчаных пробок		0,03	0,05	0,07	0,09	0,12	0,14	19
Замер дебита жидкости		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	20
Замер дебита газа ДП-430		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	21
Замер газового фактора орифайсом		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	22
Исследование работы глубинных насосов при помощи динамографа		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	23
Отбор глубинных проб нефти с помощью пробоотборника ПД-3		0,08	0,09	0,10	0,12	0,13	0,15	24
Шаблонирование скважин, отбивка забоя		0,02	0,03	0,04	0,06	0,08	0,10	25
Проверка параметров и обследование устьевого оборудования скважины		0,003	0,003	0,003	0,003	0,003	0,003	26
Снятие профилей отдачи пласта с помощью АПЭЛ (10 точек)		0,43	0,45	0,47	0,50	0,53	0,56	27
II. Фонтанно-компрессорная эксплуатация скважин
Замер забоя и водораздела в скважине		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	28
Отбивка уровня желонкой		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	29
Замер пластового давления в скважине глубинным манометром		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	30
Замер забойного давления в скважине глубинным манометром		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	31
Замер поинтервальных давлений в обводненных скважинах		0,24	0,26	0,28	0,30	0,33	0,35	32
Снятие кривых восстановления пластового давления		0,28	0,29	0,31	0,34	0,36	0,38	33
Контрольный замер устьевых давлений манометром		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	34
Замер температуры электротермометром		0,50	0,51	0,54	0,57	0,60	0,63	35
Замер устьевых температур		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	36
Замеры межколонных пропусков (определение герметичности)		0,25	0,26	0,29	0,32	0,35	0,38	37
Замер дебита скважин глубинным дебитомером или снятие профиля отдачи пласта		0,50	0,51	0,54	0,57	0,60	0,63	38
Замер дистанционным влагомером		0,50	0,51	0,54	0,57	0,60	0,63	39
Снятие индикаторных диаграмм		0,28	0,29	0,31	0,34	0,36	0,39	40
Отбор глубинных проб жидкости пробоотборником ПД-3		0,11	0,11	0,13	0,15	0,16	0,18	41
Отбор глубинных проб жидкости колонкой		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	42
Отбор глубинных проб на содержание гелия		0,11	0,11	0,13	0,15	0,16	0,18	43
Замер дебита нефти		0,02	0,08	0,02	0,02	0,02	0,02	44
Замер дебита газа		0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	45
Замер газового фактора		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	46
Замер дебита и газового фактора		0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	47
Шаблонирование насосно-компрессорных труб		0,04	0,05	0,07	0,09	0,11	0,12	48
Контрольный замер глубины подвески труб		0,06	0,08	0,11	0,13	0,16	0,19	49
Распарафинирование насосно-компрессорных труб турбинкой		0,19	0,20	0,23	0,25	0,27	0,30	50
Смена штуцеров		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	51
Гидропрослушивание		0,18	0,19	0,21	0,24	0,26	0,29	52
Исследование скважин КВУ		0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	53
III. Эксплуатация скважин, оборудованных ЭПН
Замер забоя или уровня жидкости и водораздела в скважине		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	54
Отбивка уровня в скважине желонкой		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	55
Отбивка статического уровня эхолотом или волномером		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	56
Отбивка динамического уровня эхолотом или волномером		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	57
Замер динамического уровня орифайсом		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	58
Замер статического уровня орифайсом		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	59
Отбивка динамического уровня с помощью РКМ-4Ф		0,36	0,37	0,40	0,43	0,46	0,49	60
Снятие кривых восстановления уровня		0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	61
Термометрирование с помощью приборов:
а)	регистрационных	0,13	0,14	0,17	0,19	0,21	0,24	62
б)	дистанционных	0,41	0,42	0,45	0,48	0,51	0,54	63
Замер пластового давления		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	64
Замер забойного давления		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	65
Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статической и динамическом режимах контрольным манометром		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	66
Снятие кривой восстановления пластового давления		0,28	0,29	0,31	0.34	0,36	0,39	67
Снятие профилей отдачи пласта с помощью дистанционных приборов		0,50	0,51	0,54	0,57	0,60	0,63	68
Снятие индикаторных кривых		0,28	0,29	0,31	0,34	0,36	0,39	69
Снятие кривых удельных весов (10 точек)		0,23	0,24	0,26	0,29	0,31	0,33	70
Замер дебита скважин		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	71
Замер газового фактора		0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	72
Отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником типа ПД-3		0,11	0,11	0,13	0,15	0,16	0,18	73
Отбор глубинных проб жидкости желонкой		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	74
Шаблонирование НКТ желонкой или специальным шаблоном		0,04	0,05	0,07	0,09	0,11	0,12	75
Отбивка подвески		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	76
IV. Нагнетательные скважины
Отбивка уровня в скважине		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	77
Замер пластового давления в скважине глубинным манометром		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	78
Замер забойного давления		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	79
Замер давления и температуры скважины глубинным манометром		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	80
Замер пластового давления и приемистости скважины дистанционными приборами		0,50	0,51	0,54	0,57	0,60	0,63	81
Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления		0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	82
Замер устьевого рабочего давления (буферного)		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	83
Снятие кривой восстановления пластового давления		0,28	0,29	0,31	0,34	0,36	0,38	84
Снятие кривых падения буферного давления		0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	85
Отбивка динамических и статических уровней желонкой		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,16	86
Снятие индикаторных диаграмм		0,32	0,33	0,36	0,38	0,40	0,45	87
Замер забоя скважин		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	88
Термометрирование (АПЭЛ)		0,49	0,51	0,53	0,55	0,58	0,60	89
Замер приемистости пласта дистанционным расходомером		0,49	0,51	0,53	0,55	0,58	0,60	90
Замер приемистости скважин устьевыми приборами		0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	91
Замер приемистости нагревательных скважин от КНС		0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	92
Снятие профилей отдачи пласта дистанционными приборами		0,17	0,18	0,21	0,23	0,26	0,28	93
Отбор поверхностных проб вода из манифольдной линии		0,005	0,005	0,005	0,005	0005	0005	94
Шаблонирование скважин, отбивка забоев		0,04	0,05	0,07	0,09	0,11	0,12	95
Определение герметичности колонны		0,25	0,35	0,28	0,31	0,33	0,35	96
Замер пластового давления с помощью дистанционных приборов		0,29	0,30	0,32	0,34	0,37	0,39	97
Замер забойного давления с помощью дистанционных приборов		0,29	0,30	0,32	0,34	0,37	0,39	98
V. Контрольные и пьезометрические скважины
Замер забоя, уровня жидкости, водораздела в скважине		0,05	0,06	0,08	0,11	0,13	0,15	99
Замер пластового давления глубинным манометром		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	100
Замер давления и температура в скважине глубинным манометром		0,07	0,08	0,10	0,13	0,15	0,18	101
Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления		0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	102
Замеры уровней и пластовых давлений		0,11	0,12	0,14	0,16	0,19	0,21	103
Замер буферного давления		0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	104
Замер поинтервальных давлений		0,24	0,26	0,28	0,30	0,33	0,35	105
Снятие кривых восстановления пластового давления		0,28	0,29	0,31	0,34	0,36	0,38	106
Определение герметичности колонны		0,25	0,26	0,28	0,31	0,33	0,35	107
		а	б	в	г	д	е

Примечания:

1. На переходы, переезды, осуществляемые при исследовании скважин, к нормативам численности применяется коэффициент 1,20.

2. Нормативами предусмотрено при одном спуске прибора производство замеров в 10 точках. На каждое последующие 10 точек норматив увеличивается при исследовании приборами: регистрирующими — на 0,0002; дистанционными — 0,0001.

3. При спуске приборов на другие глубины нормативы численности интерполируются между соседними величинами.

4. Нормативы численности рассчитаны без учета операторов по исследованию — водителей передвижных лабораторий, числящихся в АТК.

V. Обслуживание оборудования и объектов по сбору и утилизации газа

Таблица 28

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ ПО СБОРУ ПОПУТНОГО ГАЗА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 15.

№ п/п	Обслуживаемые объекты	Ед. измер.	Норматив явочной численности на ед. изм.	№ норматива
1.	Газосборный коллектор (дрипы, колодцы) при переходе по:
	резкопересеченной местности	1 км	0,065	1
	пересеченной местности	1 км	0,057	2
	равнинной местности	1 км	0,050	3
2.	«Усовой» газопровод (от пункта сепарации до коллектора) при переходе по:
	резкопересеченной местности	1 км	0,015	4
	пересеченной местности	1 км	0,012	5
	равнинной местности	1 км	0,010	6
3.	Трап газовый	1 объект	0,005	7
4.	Групповая установка, дожимная насосная станция, ступени сепарации на товарном парке	1 объект	0,017	8

Таблица 29

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ПУНКТА СБОРА И СЕПАРАЦИИ ГАЗА И ВЫМОРАЖИВАЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

Обслуживаемые объекты		Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
1.	Пункт сбора и сепарации газа	1	1
2.	Вымораживающая установка	1	2

Таблица 30

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ (КОМПРЕССОРОВ, НАСОСОВ, СЕПАРАТОРОВ, ХОЛОДИЛЬНИКОВ, МАСЛООТДЕЛИТЕЛЕЙ, РАСХОДОМЕРОВ, ВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ БУДОК, ГРАДИРЕН, ВНУТРИСТАНЦИОННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ДР.)

Количество работающих компрессоров	Нормы обслуживания компрессорной станции				№ норматива
	с одним машинным залом		с двумя машинными залами: на каждый зал
	на 1 смену	кроме того дневн.	на 1 смену	кроме того дневн.
Газомоторные компрессоры:
1 — 2	2	-	1	-	1
3 — 5	2	-	2	-	2
6 — 9	2	1	2	1	3
10 и более	3	1	3	1	4
Электроприводные компрессоры:
1 — 4	2	-	1	-	5
5 — 8	2	-	2	-	6
9 — 15	2	1	2	1	7
16 и более	3	1	3	1	8
	а	б	в	г

Примечания:

1. На компрессорные станции, где в одном машинном зале установлены газомоторные и электроприводные компрессоры для определения численного состава на одну смену условно принимается 1 газомоторный компрессор за 1,6 электроприводного компрессора.

2. При наличии на компрессорной станции отдельного насосного зала с количеством работающих насосов 5 и более, норма обслуживания для этого насосного зала определяется по табл. 20.

Таблица 31

ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕГЕНЕРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ

Выполняемая работа	Норма обслуживания на 1 смену	№ норматива
Регенерация автомобильного, цилиндрового и машинного компрессорного, трансформаторного масла	1	1

Примечание. Нормой предусматривается обслуживание до 5 регенерационных установок (ВИМЭ-2 и аналогичных ей) включительно, если они расположены в одном помещении.

VI. Прокат и ремонт эксплуатационного оборудования

Таблица 32

РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН, УСТАНОВОК ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН И УСТАНОВОК ДЛЯ СБОРА, ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 16.

Наименование оборудования			Нормативы списочной численности на единицу оборудования				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, месяцы	Трудоемкость 1 ремонта, чел.-час			№ норматива
			Всего	М(Т)	С	К
									М(Т)	С	К
1			2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	Скважина эксплуатационного фонда, оборудованная:
	СКН-10, ИР-12, ИР-9, 7СК-8, 7СК-12		0,096	0,037	0,038	0,019	К-12М-3С-К	60	36	145	215	1
	СКН-Б, 6СК-6		0,070	0,029	0,027	0,014	-«-»	60	28	105	160	2
	СКБ-3		0,051	0,021	0,020	0,010	-«-»	60	20	77	117	3
	СКН-2		0,040	0,017	0,015	0,008	-«-»	60	16	60	90	4
2.	Фонтанная арматура на нефть (газ) скважины эксплуатационного фонда		0,004	-	-	0,004	-	69,8	-	-	50	5
3.	Установки для депарафинизации скважин АДУ-1, АДУ-2, АДУ-3		0,005	-	-	-	-	-	-	-	-	6
4.	Установка для сбора, замера жидкости:
	а)	индивидуальная	0,011	-	-	-	-	-	-	-	-	7
	б)	групповая	0,017		-	-	-	-	-	-	-	8
			а	б	в	г

Примечание. Трудоемкость работ составляют:

слесарно-сборочные работы	-	70%
станочные	-	28%
электросварочные	-	1%
прочие	-	1%

Таблица 33

РЕМОНТ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ (НГН, НГВ)

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 17.

Выполняемая работа	Нормативы списочной численности на ремонт 10 насосов	Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, месяцы	Трудоемкость ремонта, чел.-час.	№ норматива
Средний ремонт	0,0126	К-С-К	9	1,976	1
Капитальный ремонт	0,0123	-«-»	18	3,809	2
Всего:	0,0249				3

Примечание.

Количество насосов в ремонте для определения нормативной численности принимается равным количеству скважин эксплуатационного фонда, оборудованных глубинными насосами.

Таблица 34

РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Выполняемая работа	Нормативы списочной численности на 1 нагнетательную скважину				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Трудоемкость ремонта, чел.-час.	№ норматива
	Всего:	М(Т)	С	К
Ремонт наземного оборудования нагнетательных скважин	0,008	-	-	0,008	К-К	2,88	50	1
	а	б	в	г

Таблица 35

РЕМОНТ НАСОСОВ

Марка насосов		Нормативы списочной численности на ремонт одного насоса при круглосуточной работе				Структура межремонтного цикла, годы	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Ремонтная сложность единицы	№ норматива
		текущ. (малый)	средн.	капит.	всего
1		2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Насосы центробежные типа К:
<**>	2К-6; 2К-9	0,017	0,006	0,004	0,027	К-21Т-2С-К	2	2,1	1
<**>	3К-6	0,030	0,011	0,008	0,049	-«-»	2	3,7	2
	3К-9	0,019	0,007	0,005	0,032	-«-»	2	2,3	3
	М-155; 4К-6; 4К-8; 4К-18; 4К-12	0,038	0,014	0,010	0,062	-«-»	2	4,6	4
	6К-8; 6К-12	0,045	0,016	0,012	0,073	-«-»	2	5,5	5
	2КМ-6	0,018	0,005	0,003	0,026	К-32Т-2С-К	3	2,1	6
	3КМ-6	0,020	0,005	0,004	0,029	-«-»	3	2,3	7
	6КМ-12	0,045	0,016	0,012	0,073	К-33Т-2С-К	3	5,5	8
<**>	8К-12; 8КБ-12	0,046	0,018	0,025	0,089	К-10Т-С-М	1	5,9	9
	К-60	0,024	0,006	0,005	0,035	К-32Т-2С-К	3	2,9	10
2.	Насосы центробежные типа НДВ; НДС, Д; 3В; 4НДВ; 4ПС-9	0,012	0,006	0,005	0,023	К-15Т-2С-К	3	3,0	11
	5НДВ	0,013	0,006	0,005	0,024	К-15Т-2С-С	3	3,2	12
	6НДВ	0,014	0,007	0,005	0,026	-«-»	3	3,4	13
	8НДВ	0,020	0,011	0,007	0,038	К-15Г-2С-К	3	5, 1	14
	6НДС	0,012	0,006	0,005	0,023	-«-»	3	3,0	15
	12НДС; 10НМК-2	0,030	0,015	0,011	0,056	-«-»	3	7,7	16
	14НДС	0,036	0,019	0,014	0,069	К-15Т-2С-К	3	9,3	17
	14 Д-6; С-245; 20Д-6	0,048	0,041	0,030	0,119	К-9Т-2С-К	2	13,8	18
	1,5х6Д; 1,5х6Л; ХД-1; 5х6Д	0,026	0,014	0,010	0,050	К-15Т-2С-К	1.5	3,4	19
	3В200х2	0,019	0,017	0,012	0,048	К-9Т-2С-К	3	8,3	20
	3В200х4	0,021	0,018	0,013	0,052	-«-»	3	9,0	21
3.	Насосы центробежные типа МС; КСМ; АЯП:
	МС-30	0,006	0,005	0,006	0,017	К-СТ-С-К	2	2,8	22
	МС-50; МС-70	0,007	0,005	0,006	0,018	-«-»	2	3,1	23
	МС-100	0,011	0,007	0,011	0,029	-«-»	2	4,8	24
	4МС; 3МС-10; 4МС-10; 4МС-10х2	0,014	0,012	0,009	0,035	К-9Т-2С-К	2	4,0	25
	5МС7х10; 6МС7х10; 9П12; ЦН150х150; 5Ц-10; 5МС-10х2; 5МС-10; ЦН-150х200; ЦНС-180х190; ЦНС-180х180	0,131	0,068	0,049	0,248	К-15Т-2С-К	1,5	17,0	26
<*>	КСМ-50; КСМ-30; КСМ-70	0,044	0,017	0,025	0,086	К-10Т-С-К	1	5,7	27
<*>	КСМ-100; КСМ-150	0,051	0,020	0,029	0,100	-«-»	1	6,6	28
	АЯП-75х2	0,005	0,005	0,003	0,013	К-9Т-8С-К	2	1,42	29
	АЯП-150х2	0,014	0,013	0,009	0,036	-«-»	2	4,04	30
	АЯП-300х2	0,032	0,041	0,029	0,102	К-6Т-2С-К	1	6,8	31
	АЯПЗ-150х2; АЯП-300	0,027	0,023	0,017	0,067	К-9Т-2С-К	2	7,8	32
4.	Центробежные насосы для перекачки жидкостей, кородирующих металлы, в нержавеющем исполнении
	АЯП-300	0,061	0,032	0,023	0,116	К-15Т-2С-К	1,5	7,9	33
<*>	8МС-7х2; 8МС-7; 14М-8х4	0,056	0,029	0,021	0,106	-«-»	1,5	7,2	34
<*>	6МС-6х2; 6МС-6; 6МС-7; 6МС-7х10	0,033	0,017	0,012	0,062	-«-»	1,5	4,3	35
	ЭХМ-20	0,026	0,014	0,010	0,050	-«-»	1,5	3,4	36
5.	Насосы артезианские типа:
	АТН; А; АП 8АП-9х6; 6АП-9х6	0,007	0,005	0,007	0,019	К-6Т-С-К	2	3,2	37
	АТН8-1х16	0,024	0,016	0,023	0,063	-«-»	2	10,5	38
	АТН10-1х4; 10АПВМ-10-7	0,027	0,018	0,025	0,070	-«-»	2	11,8	39
	АТН-14п-1х3	0,041	0,027	0,039	0,107	-«-»	2	18,0	40
	24А-18х1	0,081	0,053	0,076	0,210	-«-»	2	35,0	41
6.	Насосы центробежные типа НФ:
<*>	2,5 НФ; 2НФВН; 2НФВМ	0,005	0,013	0,010	0,028	К-3Т-2С-К	1,5	3,3	42
<*>	4НФ; 3НФ-200х40	0,006	0,016	0,012	0,034	-«-»	1,5	4,0	43
<*>	6НФ	0,007	0,017	0,012	0,036	-«-»	1,5	4,3	44
<*>	8НФ	0,008	0,020	0,014	0,042	К-31-2С-К	1,5	5,0	45
7.	Насосы центробежные КС: 2,5КС-5х2	0,027	0,012	0,017	0,056	К-10Т-С-К	1	4,0	46
	5КС-5х2	0,035	0,014	0,020	0,069	-«-»	1	4,5	47
8.	Насосы центробежные типа Н; НК; НД; НГ; НГД:
<*>	4Н-5х2; 2х9Л; 2ГНх2	0,019	0,018	0,026	0,063	К-4Т-С-К	1	6,07	48
	5Н-5х3; 4х12Л; 5НК-5х1; 5Н-5х1/2/	0,050	0,019	0 028	0 097	К-10Т-С-К	1	6,4	49
	6Н-10х4; 6Н-7х2	0,023	0,034	0,016	0,073	К-8Т-С-К	2	7,5	50
	6НК-9х1; 5НК-9х1	0,032	0,023	0,017	0,072	К-10Т-С-К	1	4,0	51
<*>	8НД-9х2; 8НД-5х2	0,050	0,026	0,018	0.094	К-15Т-2С-К	1,5	6,4	52
	8НД-9х3; НЭ65-56	0,056	0,029	0,021	0 1061	-«-»	1,5	7,2	53
	300Д-90; 16НДН; 8НД-10х5; 10НД-6х1; НД-1000/100	0,079	0,041	0,030	0,150	-«-»	1,5	10,2	54
<*>	4НГ-5х4; 3НГМ-6; 4П-5х8	0,090	0,078	0,056	0,224	К-9Т-2С-К	1,5	12,9	55
	8НГД-9х3	0,203	0,076	0,054	0,333	Х-21Т-2С-К	2	24,9	56
9.	Насосы роторные типа:
	ШДП; АЗП; РЗ; МВН:
	ШДП-35	0,004	0,003	0,004	0,011	К-6Т-С-К	2	1,63	57
	ШДП-50; ШДВ-50	0,005	0,003	0,005	0,013	-«-»	2	1,99	58
	ШДП-100; ЩДП-125; ШДПВ-125	0,006	0 005	0 006	0.017	-«-»	2	2 86	59
	АЗП-5х10	0,005	0,004	0,005	0,014	Л-6Т-С-К	2	2, 38	60
	РЗ-4,5	0,003	0,002	0,003	0,008	-«-»	2	1,12	61
	РЗ-30	0,004	0,002	0,004	0,010	-«-»	2	1,51	62
	ВНМ-18х30	0,007	0,005	0,006	0,018	-«-»	2	3,1	63
	МВН-6М	0,009	0,005	0,008	0,022	-«-»	2	3,8	64
	МВБ-10; ВН-461М	0,011	0,007	0,010	0,028	-«-»	2	4,7	65
	МВН-25	0,014	0,010	0,014	0,038	-«-»	2	6,3	66
10.	Насосы центробежные вихревые типа: В; АК:
	1В-09М; 2В-16М;	0,003	0,002	0,003	0,008	-«-»	2	1,1	67
	2В-1, 6М; 1,5ВС-1, 3М; 2,5В-1, 8М; 2,5ВЦ-0, 8М; 2,5В-3,5; 2,5ЦВ-0,8	0,003	0,002	0,003	0,008	-«-»	2	1,3	68
<*>	ЛК-5-15; ЦНШ-65	0,012	0,005	0,006	0,023	К-10Т-С-К	1	1,5	69
11.	Вакуумные насосы типа РМК:
<*>	РМК-2	0,012	0,016	0,012	0,040	К-6Т-2С-К	1,5	4.1	70
<*>	РМК-3	0,015	0,020	0,014	0,049	-«-»	1,5	4,9	71
<*>	РМК-4	0,017	0,022	0,016	0,055	-«-»	1,5	5,5	72
12.	Насосы приводные поршневые:
	РПН-1х30 ПН; ПНС	0,013	0,012	0,008	0,033	К-9Т-2С-К	3	5,6	73
	РПН-2х10; РПН-2х30; АРПН-2х30	0,022	0,019	0,014	0,055	-«-»	3	9,3	74
	РПН-2х50; РПН-2х100	0,020	0,017	0,012	0,049	-«-»	3	8,4	75
	НД-60В	0,005	0,003	0,005	0,013	К-6Т-С-К	3	2,0	76
	НГР-250х50	0,054	0,014	0,020	0,088	-«-»	2	9,0	77
	9МГР; 11 ГР; 9МГР-61	0,051	0,044	0,032	0,127	К-6Т-2С-К	3	22,0	78
13.	Насосы паровые поршневые:
	ПРН-1М; ПНС	0,029	0,011	0,016	0,056	К-10Т-С-К	2	7,4	79
	ПНВ-25х20	0,023	0,009	0,013	0,045	-«-»	2	5,9	80
	В-2 /4А/	0,014	0,005	0,008	0,027	-«-»	2	3,8	81
	В-3/4Б/	0,016	0,006	0,009	0,031	-«-»	2	4,2	82
	ПНГ-2	0,017	0,014	0,011	0,042	К-9Т-2С-К	3	7,5	83
	ПНП-3; ПНП-1	0,015	0,014	0,010	0,039	-«-»	3	6,7	84
	ПНП-5	0,007	0,006	0,005	0,018	-«-»	3	3,1	85
	ПНП-10; НПА-64	0,018	0,016	0,012	0,046	-«-»	3	8,0	86
	ПН-40х22	0,009	0,008	0,005	0,022	-«-»	3	4,0	87
	46 ГМ	0,017	0,015	0,011	0,043	-«-»	3	7,6	88
		а	б	в	г

Примечания:

1. <*> Насосы относятся к группе «А», перекачивающие горячую нефть, горячую содосодержащую воду, конденсат, фекальные воды, и насосы в нержавеющем исполнении, перекачивающие пластовую воду.

При перекачке слабо корродирующих жидкостей к нормативам применяется коэффициент 0,5 (длительность межремонтного цикла и межремонтных периодов увеличивается в 2 раза).

<**> Насосы относятся к группе «Б», перекачивающие нестабильные бензины, пластовую воду, кислоты, щелочи, растворители. При перекачке слабо корродирующих жидкостей к нормативам применяется коэффициент 0,4 (длительность межремонтного цикла и межремонтных периодов увеличивается в 2,5 раза).

2. Длительность межремонтных циклов и межремонтных периодов рассчитана на работу насосов в течение года.

Для насосов, установленных в котельных, к нормативам численности применяются следующие коэффициенты при продолжительности отопительного периода, дней:

365 — 300	К = 1,00
299 — 250	К = 0,87
249 — 200	К = 0,75
199 — 180	К = 0,50

3. При работе насосов в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

в одну смену	- 0,43
в две смены	- 0,60

Таблица 36

РЕМОНТ КОМПРЕССОРОВ

Компрессоры по маркам	Нормативы списочной численности на ремонт одного компрессора при круглосуточной работе					Структура межремонтного цикла	Продолжительность работы между ремонтами, час			Сложность одного ремонта, единицы			№ норматива
										текущий	средний	капитальный
	Ревизия (период обслуживания)	текущий	средний	капитальный	всего		текущими (малыми)	средними	капитальными
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
ВУ-3-8, КСЭ-3, КСЭ-5	0,030	0,078	0,029	0,042	0,179	К-6Т-С-К	2000	8000	16000	4,5	10,0	14,4	1
8ГК, 10ГК	0,381	0,111	0,122	0,535	1,149	-«-»	2000	8000	16000	6,4	42,0	185,0	2
К-18, ВК-25	0,026	0,062	0,093	0,067	0,248	К-3Т-2С-К	2100	4200	10000	4,5	10,0	14,4	3
РСК-50-7, РСК-50-6	0,075	-	0,120	0,066	0,261	К-4С-К	-	4000	20000	-	13,0	23,5	4
ГТК-7-5	0,066	-	0,139	0,058	0,268	-«-»	-	4000	20000	-	15,0	25,0	5
Тандем КПВ-1, КПВН-1	0,002	0,007	0,004	0,003	0,016	К-9Т-2С-К	1460	5640	17520	0,3	0,8	1,0	6
0-16-А	0,011	0,050	0,030	0,018	0,109	-«-»	1460	5840	17520	2,1	5,6	7,0	7
В-300-2К	0,034	0,150	0,089	0,055	0,328	-«-»	1460	5840	17520	6,3	16,8	21,0	8
2СГ-4, 2СГП-20, 2СА-25, 4АУ-15	0,036	0,157	0,093	0,058	0,344	-«-»	1460	5840	17520	6,6	17,6	22,0	9
АГК-73, АДК 3/40	0,160	0,699	0,414	0,259	1,532	-«-»	1460	5840	17520	25 4	78,4	98,0	10
ВК-259, КТ-6	0,024	0,107	0,063	0,040	0,234	-«-»	1460	5840	17520	4,5	12,0	15,0	11
2СГВ, 2ВП 6х18	0,042	0,185	0,110	0,069	0,406	К-9Т-2С-К	1460	5840	17520	7,8	20,8	26,0	12
ВК-3-6, ВК-3-8	0,055	0,242	0,144	0,090	0,531	-«-»	1460	5840	17520	10,2	27,2	34,0	13
200 В/10/8 КГ-4	0 073	0,321	0 190	0,119	0,703	-«-»	1460	5840	17520	13,5	36,0	45,0	14
4АГ	0,112	0,492	0,292	0,182	1,078	-«-»	1460	5840	17520	20,7	55,2	69,0	15
ЦК-100	0,066	-	0,185	0,058	0,309	К-4С-К	-	4000	20000		20,0		16
	а	б	в	г	д

Примечание. При работе оборудования в одну и две смены к нормативам численности соответственно применяются коэффициенты:

для одной смены	- 0,43;
для двух смен	- 0,60.

Таблица 37

РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Наименование оборудования		Нормативы списочной численности на ремонт единицы технического оборудования			Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Сложность капитального ремонта, ед.	№ норматива
		всего	текущий	капитальный
1		2	3	4	5	6	7	8
1.	Колонны с желобчатыми нормализованными тарелками
	до 1200	0,110	0,052	0,058	К-3Т-К	2	15	1
	1400	0,124	0,059	0,065			17	2
	1600 с паровым маточником	0,146	0,069	0,077			20	3
	1800	0,139	0,066	0,073			19	4
	2000 с дополнительными каскадными тарелками	0,153	0,072	0,081			21	5
	2200	0,161	0,076	0,085			22	6
	2400 с дополнительными каскадными тарелками	0,197	0,093	0,104			27	7
	2800	0,182	0,085	0,096			25	8
	3000	0,205	0,097	0,108			28	9
	3200	0,211	0,100	0,111			29	10
	3400	0,219	0,104	0,115			30	11
	3800	0,241	0,114	0,127			33	12
	4200	0,262	0,124	0,138			36	13
	5000	0,321	0,152	0,169	К-3Т-К	2	44	14
	5400	0,365	0,173	0,192			50	15
2.	С круглыми колпачками, мм
	до 1200	0,080	0,038	0,042	-«-»	2	11	16
	2400	0,277	0,131	0,146			38	17
	4200	0,576	0,278	0,303			79	18
	2600 без тагенциального ввода	0,255	0,121	0,134			35	19
	3000	0,285	0,135	0,150			39	20
	3400	0,299	0,142	0,157			41	212
3.	Пустотелые колонны	0,022	0,010	0,012	К-3Т-К	2	3	22
4.	Кожухотрубчатые теплообменники при диаметре корпуса, мм
	до 800	0,038	0,023	0,015	К-5Т-К	3	6	23
	1000	0,051	0,031	0,020			8	24
	1200 и выше	0,063	0,038	0,025			10	25
5.	Подогреватели с паровым пространством, корпуса, мм
	1400 — 1600	0,083	0,050	0,033	К-5Т-К	3	13	26
	2000 — 2400	0,096	0,058	0,038			15	27
6.	Теплообменники — труба в трубе типа ТТ-3К трехсекционные	0,059	0,028	0,031	К-3Т-К	4	16	28
7.	Конденсаторы-холодильники секционные погружного типа — одна секция поверхностью охлаждения 103 м2	0,041	0,028	0,013	К-7Т-К	4	7	29
8.	Конденсаторы-холодильники, секционные погружного типа, поверхность охлаждения, м2
	до 49	0,030	0,020	0,010	К-7Т-К	4	5	30
	50 — 75	0,041	0,028	0,013			7	31
	76 — 100	0,047	0,032	0,015			8	32
	101 — 130	0,053	0,036	0,017			9	33
9.	Конденсаторы-холодильники змеевиковые погружного типа, поверхность охлаждения, м2
	131 — 165	0,035	0,021	0,014	К-5Т-К	6	11	34
	166 — 200	0,042	0,025	0,017			13	35
	201 — 235	0,045	0,027	0,018			14	36
	236 — 270	0,052	0,031	0,021			16	37
	271 — 310	0,057	0,034	0,023			18	38
	311 — 350	0,064	0,038	0,026			20	39
	351 — 390	0,071	0,042	0,029			22	40
	391 — 430	0,074	0,044	0,030			23	41
	431 — 480	0,081	0,048	0,033			25	42
	481 — 530	0,090	0,054	0,036			28	43
	531 — 580	0,096	0,057	0,039			30	44
	561 — 030	0,092	0,052	0,040			31	45
	631 — 680	0,109	0,065	0,044			34	45
	681 — 730	0,116	0,069	0,047			36	47
	731 — 800	0,119	0,071	0,048			37	48
	801 — 1000	0,131	0,078	0,053			41	49
	1001 — 1200	0,141	0,084	0,057			44	50
	1201 — 1400	0.155	0,092	0,063			48	51
	1401 — 1650	0,167	0,099	0, 068			52	52
	1651 — 2000	0,177	0,105	0,072			55	53
	2001 — 2500	0,209	0,124	0,085			65	54
	более 2500	0,232	0,138	0,094			72	55
10.	Емкости без подогрева, объемом, м3
	до 30	0,003	0,002	0,001	К-7Т-К	8	1	56
	от 31 до 60	0,006	0,004	0,002			2	57
	61 и более	0,015	0,010	0,005			5	58
11.	Емкости с паровым подогревом, объемом, м3
	до 30	0,006	0,004	0,002	К-7Т-К	8	2	59
	от 31 до 60	0,012	0,008	0,004			4	60
	61 и более	0,021	0,014	0,007			7	61
12.	Цилиндрический электродегидратор	0,021	0,010	0,011	К-3Т-К	2	3	62
13.	Шаровой электродегидратор	0,095	0,045	0,050	К-3Т-К	2	13	63
14.	Трубчатые печи
	ПБ-9	1,002	0,480	0,522	К-3Т-К	1	06	64
	ПБ-16	1,283	0,608	0,675			88	65
	ПБ-20	1,517	0,719	0,799	-«-»	1	104	66
		а	б	в

Таблица 38

РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

Объем резервуаров, м3	Нормативы списочной численности на ремонт одного резервуара			Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, м-цы	Ремонтная сложность, единицы		№ норматива
	всего	капитальный	текущий
						Т	К
100	0,027	0,012	0,015	К-3Т-К	47	4	10	1
300 — 400	0,029	0,012	0,017	-«-»	47	4,5	10	2
700	0,053	0,016	0,037	-«-»	47	10	13	3
1000	0,090	0,031	0,059	-«-»	47	16	25	4
2000	0,103	0,037	0,066	-«-»	47	18	30	5
3000	0,121	0,040	0,081	-«-»	47	22	32	6
4600	0,130	0,045	0,085	-«-»	47	23	36	7
5000 — 8000	0,150	0,050	0,100	-«-»	47	27	40	8
	а	б	в

Примечание. Для резервуаров, предназначенных под хранение высокосернистой нефти, к нормативам численности применяется коэффициент 2,86.

Таблица 39

РЕМОНТ И МЕЖРЕМОНТНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА, НАПОРНОГО КАНАЛИЗАЦИОННОГО ВОДОПРОВОДА, ВОДОВОДОВ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Трубопроводы	Нормативы списочной численное га на 1 км	№ норматива
Магистральный трубопровод, водоводы нагнетательных скважин	0,016	1
Напорный канализационный водопровод соленой (подтоварной) воды	0,044	2

Таблица 40

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ ПО СБОРУ И УТИЛИЗАЦИИ ГАЗА

Выполняемая работа	Норматив списочной численности	№ норматива
Ремонт оборудования и объектов по сбору и утилизации попутного газа, пунктов сбора и сепарации газа, вымораживающих установок	10% от нормативной численности рабочих, занятых обслуживанием объектов и оборудования по сбору и утилизации газа	1

Таблица 41

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДООЧИСТНОЙ СТАНЦИИ (УСТАНОВКИ)

Выполняемая работа	Нормативы списочной численности на ремонт единицы оборудования	№ норматива
Ремонт оборудования водоочистной станции (установки)
осветлители, фильтры объемом, м3:
до 30	0,002	1
31 — 60	0,003	2
61 и более	0,010	3
Транспортер ленточный	0,041	4
Щековая дробилка	0,009	5
Гидроэлеватор	0,066	6
Емкости	См. табл. 42 (нормативы № 69 — 74)

Примечание. Нормативы численности рабочих на ремонт насосов и грузоподъемного оборудования предусмотрены в соответствующих таблицах.

Таблица 42

РЕМОНТ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Вид оборудования	Нормативы списочной численности на единицу оборудования					Структура ремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла года	Ремонтная сложность, единицы	Трудоемкость межремонт. обслужив. в расчете на год, ед. рем. слож.	№ норматива
	межремонтное обслуживание	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Паровые котлы
ВГД-28	0,0311	0,0572	0,0489	0,0360	0,1732	К-9Т-2С-К	6	49,0	294,0	1
ВГД-40	0,0445	0,0820	0,0699	0,0516	0,2480	-«-»	6	70,3	421,8	2
СТ-125	0,0111	0,0616	0,0535	0,0376	0,1638	-«-»	3	26,4	105,3	3
ММЗ-111	0,0116	0,0642	0,0557	0,0392	0,1707	-«-»	3	27,5	110,0	4
СК-250	0,0207	0,1143	0,0993	0,069	0,3042	-«-»	3	49,0	196,0	5
ДКВР-2, 8/13	0,0672	0,1237	0,1058	0,0775	0,3746	-«-»	6	106,0	636,0	6
ДКВР-4/13	0,0862	0,1587	0,1357	0,0999	0,4805	-«-»	6	136,0	816,0	7
ДКВР-6, 5/13	0,1394	0,2566	0,2196	0,1486	0,7642	-«-»	6	220,0	1320,0	8
ДКВР-10/13	0,1952	0,3593	0,1584	0,2262	0,9391	-«-»	6	308,0	1848,0	9
«Вулкан», «Конкордия»; Прогресс» — «Леметр»; 1-го Мая	0,0573	0,1173	0,0465	0,0665	0,2876	К-10Т-С-К	6	90,5	543,0	10
«Вольф», «Решица»	0,0621	0,1270	0,0504	0,0720	0,3118	-«-»	6	98,0	588,0	11
Шухова-Сарафа	0,0190	0,0350	0,0299	0,0220	0,1059	К-9Т-2С-К	6	30,0	180,0	12
Д-1500	0,0221	0,0611	0,1062	0,0744	0,2638	-«-»	6	52,4	209,6	13
ПК-75	0,0110	0,0607	0,0527	0,0371	0,1615	-«-»	3	20,0	104,0	14
ПКН-1С	0,0266	0,1470	0,1277	0,0898	0,3911	-«-»	3	63,0	252,0	15
ТМЗ	0,0634	0,0779	0,0308	0,0855	0,2576	К-10Т-С-К	6	60,0	600,0	16
Водогрейные котлы НР-4; МГ-2; «Универсал»	0,0253	0,0700	0,0608	0,0428	0,1989	К-9Т-2С-К	3	30,0	240,0	17
«Стреля» (Стребеля)	0,0211	0,0583	0,0227	0,0324	0,1345	К-6Т-С-К	2	25,0	200,0	18
Фильтры химической водоочистки, диаметром, мм:
700	0,0013	0,0236	-	0,0112	0,0361	К-7Т-К	2	5,2	20,8	19
1500	0,0017	0,0318	-	0,0151	0,0485			7,0	28,00	20
2000	0,0026	0,0454	-	0,0216	0,0696			10,0	42,00	21
2500	0,0032	0,0590	-	0,0281	0,0903			13,0	52,00	22
3000	0,0039	0,0703	-	0,0335	0,0077			15,5	62,00	23
Деаэраторы производительностью, т/час:
25	0,0017	0,0318	-	0,0151	0,0486	К-7Т-К	2	7,0	28,00	24
35	0,0019	0,0354	-	0,0169	0,0542			7,8	31,20	25
50	0,0021	0,0390	-	0,018	0,0597			8,6	34,40	26
75	0,0026	0,0476	-	0,0227	0,0729	К-7Т-К	2,0	10,5	42,00	27
Трубопроводы для пара, воды, газа (на 1 км)
а) наружные с подземной прокладкой с условным диаметром, мм:
50	0,0009	0,0090	-	0,0036	0,0135	К-5Т-К	6	5,0	15,7	28
70	0,0013	0,0124	-	0,0051	0,0188	-«-»	6	6,9	20,7	29
80	0,0013	0,129	-	0,0053	0,0195	-«-»	6	7,2	21,6	30
100	0,0015	0,150	-	0,0049	0,0215	К-6Т-К	7	8,1	24,3	31
125	0,0017	0,0171	-	0,0056	0,0244	-«-»	7	9,2	27,6	32
150	0,0019	0,0193	-	0,0055	0,0267	К-7Т-К	8	10,2	30,6	33
200	0,0023	0,0235	-	0,0058	0,0316	К-8Т-К	9	12,2	36,6	34
250	0,0031	0,0315	-	0,0078	0,0424	-«-»	9	16,4	49,2	35
300	0,0038	0,0390	-	0,0096	0,0524	-«-»	9	20,3	60,9	36
б) наружные с наземной прокладкой (изолированной) с условным диаметром, мм:
25	0,0005	0,0045	-	0,0019	0,0069	К-5Т-К	6	2,5	7,5	37
32	0,0005	0,0050	-	0,0021	0,0076	-«-»	6	2,8	8,4	38
40	0,0006	0,0056	-	0,0018	0,0080	К-6Т-К	7	3,0	9,0	39
50	0,0007	0,0074	-	0,0025	0,0106	-«-»	7	4,0	12,0	40
70	0,0010	0,0104	-	0,0030	0,0144	К-7Т-К	8	5,5	16,5	41
80	0,0011	0,0108	-	0,0031	0,0150	-«-»	8	5,7	17,1	42
100	0,0012	0,0126	-	0,0031	0,0168	К-8Т-К	9	6,5	19,5	43
125	0,0014	0,0142	-	0,0035	0,0191	-«-»	9	7,4	22,1	44
150	0,0015	0,0159	-	0,0035	0,0209	К-9Т-К	10	8,2	24,6	45
200	0,0016	0,0191	-	0,0042	0,0251	-«-»	10	9,8	29,4	46
250	0,0025	0,0259	-	0,0051	0,0335	К-10Т-К	11	13,2	39,6	47
300	0,0030	0,0289	-	0,0058	0,0347	-«-»	11	14,74	48,6	48
в) наружные в непроходных каналах с условным диаметром, мм:
50	0,0010	0,0104	-	0,0034	0,0148	К-6Т-К	7	5,6	16,8	49
70	0,0014	0,0142	-	0,0048	0,0204	-«-»	7	7,7	23, 1	50
80	0,0015	0,0148	-	0,0049	0,0212	-«-»	7	8,0	24,0	51
100	0,0017	0,0170	-	0,0049	0,0236	К-7Т-К	8	9,0	27,0	52
125	0,0019	0,193	-	0,0055	0,0267	-«-»	8	10,2	30,6	53
150	0,0021	0,0219	-	0,0055	0,0295	К-8Т-К	9	11,4	34,2	54
200	0,0025	0,0261	-	0,0065	0,0351	-«-»	9	13,6	40,8	55
250	0,0034	0,0354	-	0,0079	0,0467	К-9Т-К	10	18,2	54,6	56
300	0,0042	0,0437	-	0,0097	0,0576	-«-»	10	22,5	67,5	57
г) внутренние с условным диаметром, мм:
13	0,0003	0,0029	-	0,0012	0,0044	К-5Т-К	6	1,6	4,8	58
25	0,0003	0,0033	-	0,0011	0,0047	К-6Т-К	7	1,8	5,4	59
32	0,0004	0,0037	-	0,0012	0,0053	-«-»	7	2,0	6,0	60
40	0,0004	0,0040	-	0,0011	0,0055	К-7Т-К	8	2,1	6,3	61
50	0,0005	0,0053	-	0,0015	0,0073	К-7Т-К	8	2,8	8,4	62
70	0,0007	0,0075	-	0,0019	0,0101	К-8Т-К	9	3,9	11,7	63
80	0,0007	0,0077	-	0,0019	0,0103	-«-»	9	4,0	12,0	64
100	0,0009	0,0089	-	0,0020	0,0118	К-9Т-К	10	4,6	13,8	65
125	0,0010	0,0101	-	0,0022	0,0138	-«-»	10	5,2	15,6	66
150	0,0011	0,0114	-	0,0022	0,0147	К-10Т-К	11	5,8	17,4	67
200	0,0013	0,0136	-	0,0027	0,0176	-«-»	11	6,9	20,7	68
Емкости для питательной воды, м3
5	-	0,0019	-	0,0013	0,0032	К-5Т-К	6	1,8	-	69
10	-	0,0027	-	0,0018	0,0045			2,5	-	70
15	-	0,0030	-	0,0021	0,0051			2,8	-	71
25	-	0,0038	-	0,0026	0,0064			3,5	-	72
50	-	0,0067	-	0,0046	0,0113			6,2	-	73
75	-	0,0097	-	0,0065	0,0162			9,0	-	74
Емкости для жидкого топлива, м3:
3	-	0,0017	-	0,0008	0,0025	К-7Т-К	8	1,5	-	75
5	-	0,0020	-	0,0010	0,0030			1,8	-	76
7	-	0,0023	-	0,0011	0,0034			2,0	-	77
10	-	0,0028	-	0,0013	0,0041			2,5	-	78
15	-	0,0032	-	0,0015	0,0047			2,8	-	79
25	-	0,0040	-	0,0019	0,0059	К-7Т-К	8	3,5	-	80
50	-	0,0070	-	0,0033	0,0103			6,2	-	81
75	-	0,0102	-	0,0049	0,0151			9,0	-	82
Емкости металлические для мокрого хранения соли, м3:
25	-	0,0030	-	0,0050	0,0060	К-2Т-К	3	3,5	-	83
50	-	0,0054	-	0,0088	0,0142			6,2	-	84
75	-	0,0078	-	0,0128	0,0206			9,0	-	85
100	-	0,0104	-	0,0173	0,0277			12,0	-	86
Теплообменные аппараты:
а) водяные поверхностью нагрева, м2:
10	0,0007	0,0070	0,0060	0,0043	0,0180	К-9Т-2С-К	2	2,0	12,0	87
25	0,0019	0,0175	0,0151	0,0108	0,0453			5,0	30,0	88
45	0,0026	0,0245	0,0212	0,0151	0,0634			7,0	42,0	89
80	0,0037	0,0350	0,0302	0,0216	0,0905			10,0	60,0	90
100	0,0045	0,0420	0,0363	0,0259	0,1067			12,0	72,0	91
125	0,0052	0,0490	0,0423	0,0302	0,1267			14,0	84,0	100
150	0,0060	0,0560	0,0484	0,0346	0,1450			16,0	96,0	101
200	0,0067	0,0630	0,0544	0,0389	0,1630			18,0	108,0	102
б) пароводяные поверхностью нагрева, м2:
10	0,0007	0,0070	0,0060	0,0043	0,0180	К-9Т-2С-К	2,0	2,0	12,0	103
15	0,0013	0,0122	0,0106	0,0076	0,0317			3,5	21,0	104
60	0,0039	0,0367	0,0318	0,0227	0,0951			10,5	63,0	105
90	0,0052	0,0490	0,0423	0,0302	0,1267			14,0	84,0	106
100	0,0064	0,0595	0,0514	0,0367	0,1540			17,0	102,0	107
130	0,0079	0,0735	0,0635	0,0454	0,1903			21,0	126,0	108
160	0,0090	0,0840	0,0726	0,0518	0,2174			24,0	144,0	109
200	0,0105	0,0980	0,0847	0,0605	0,2537			28,0	168,0	110
250	0,0120	0,1120	0,0968	0,0691	0,2899			32.0	192,0	111
300	0,0135	0,1260	0,1089	0,0778	0,3262			36,0	216,0	112
350	0,0150	0,1400	0,1210	0,0864	0,3624			40,0	240,0	113
400	0,0161	0,1505	0,1301	0,0929	0,3896	К-9Т-2С-К	2	43,0	258,0	114
450	0,0172	0,1610	0,1391	0,0994	0,4167			46,0	276,0	115
	а	б	в	г	д

Примечания:

1. Нормативы численности рассчитаны для продолжительности отопительного периода 180 дней. С изменением сроков работы оборудования к нормативам численности применяются коэффициенты при продолжительности отопительного периода, дней:

180 — 200	К = 1,00	251 — 300	К = 1,43
201 — 250	К = 1,25	301 — и более	К = 1,67

2. Нормативы численности рассчитаны для котлов, работающих на газообразном топливе и мягкой воде. С изменением условий работы к нормативам численности применяются следующие коэффициенты:

а) для жидкого топлива:
малосернистое	-	1,11
высокосернистое	-	1,43
б) при жесткости воды, мг/экв./л:
до 0,3	-	1,00
0,3 — 1,5	-	1,11
1,5 — 3,0	-	1,25
3,0 — 6,0	-	1,43
6,0 — 9,0	-	1,67
9,0 — и более	-	2,00

3. Для емкостей под высокосернистое топливо к нормативам численности применяется коэффициент 1,66.

4. Для водопровода из чугунных труб к нормативам численности применяется коэффициент 1,11.

Таблица 43

РЕМОНТ ДЫМОСОСОВ И ВЕНТИЛЯТОРОВ

Наименование оборудования		Нормативы списочной численности на ед. оборудования при круглосуточной работе				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Ремонтная сложность, единицы	№ норматива
		Текущий	Средний	Капитальный	Всего
1		2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Дымососы: Д-6	0,0041	0,0064	0,0023	0,0128	К-10Т-4С-К	7,5	4,0	1
	Д-8	0,0047	0,0073	0,0026	0,0146			4,5	2
	Д-10	0,0052	0,0081	0,0029	0,0162			5,0	3
	Д-12	0,0062	0,0097	0,0035	0,0194			6,0	4
	Д-13,5	0,0073	0,0113	0,0040	0,0226			7,0	5
	Д-15,5	0,0083	0,0129	0,0046	0,0257			8,0	6
	Д-18	0,0093	0,0145	0,0052	0,0290			9,0	7
	Д-20	0,0099	0,0153	0,0055	0,0307			9,5	8
2.	Вентиляторы центробежные калориферы:
	№ 2-4	0,0021	0,0032	0,0012	0,0065	К-10Т-4С-К	7,5	2,0	9
	№ 5-8, ВВД № 8	0,0036	0,0056	0,0020	0,0112			3,5	10
	ВВД № 9, № 10	0,0039	0,0060	0,0022	0,0121			3,75	11
	ВВД № 11, № 12	0,0047	0,0073	0,0026	0,0146			4,5	12
	ВВД № 14, № 18, № 20	0,0062	0,0097	0,0035	0,0194	К-10Т-4С-К	7,5	6,0	13
3.	Вентиляторы осевые:
	МЦ-4, -5, -6	0,0031	0,0048	0,0017	0,0096	К-10Т-4С-К	7,5	3,0	14
	МЦ-7, -8, -10, -12	0,0039	0,0060	0,0022	0,0121		7,5	3,75	15
4.	Вентиляторы дутьевые:
	ВД-6	0,0031	0,0048	0,0017	0,0096	К-10Т-4С-К	7,5	3,0	16
	ВД-8, -10	0,0039	0,0060	0,0022	0,0121			3,75	17
	ВД-12	0,0052	0,0081	0,0029	0,0162			5,0	18
	ВД-13,5	0,0062	0,0097	0,0035	0,0194			6,0	20
	ВД-15,5	0,0073	0,0113	0,0040	0,0226			7,0	20
	ВД-18, -20	0,0086	0,0133	0,0048	0,0267			8,25	21
		а	б	в	г

Примечания:

1. Нормативы рассчитаны при условии работы оборудования 180 дней в год (отопительный период). С изменением условий работы к нормативам применяются коэффициенты при продолжительности работы оборудования дней в год:

180 — 200	К = 1
201 — 250	К = 1,25
251 — 300	К = 1,43
301 и более	К = 1,67

2. При работе вентиляторов и дымососов в одну или две смены к нормативам численности соответственно применяются коэффициенты: 0,43 и 0,60.

Таблица 44

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТАХ СКВАЖИН

Основные показатели системы ППР приведены в приложении 18.

Наименование оборудования	Грузоподъемность, т	Нормативы списочной численности на ед. оборудования	№ норматива
Талевый блок, кронблок	10 — 25	0,008	1
	35 — 50	0,011	2
	75	0,019	3
Крюк	10 — 25	0,003	4
	35 — 50	0,006	5
	75	0,010	6
Вертлюг	10-50	0,011	7
	75	0,012	8
АПР-2		0,010	9
Ротор		0,033	10
Пакер		0,016	11
Вышка-мачта подъемника		0,057	12
Лебедка (А-50, «Бакинец-3М»)		0,068	13
Коробка передач лебедки		0,061	14
Элеватор		0,007	15

Таблица 45

РЕМОНТ ГРУЗОПОДЪЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Основные показатели системы ППР приведены в приложении 19.

Наименование оборудования	Грузоподъемность, т	Нормативы списочной численности на ед. оборудования	№ норматива
1	2	3	4
Кран мостовой двухбалочный с ручным приводом	2	0,035	1
	5	0,055	2
	10	0,067	3
Кран мостовой однобалочнкй с ручным приводом	3	0,022	4
	5	0,035	5
	10	0,056	6
Кран однобалочный с электроталью	1	0,056	7
	2	0,067	8
	3	0,079	9
	5	0,090	10
Таль электрическая	1 — 2	0,022	11
	3 — 5	0,035	12
Таль ручная	1 — 2	0,011	13
	3 — 5	0,022	14

Таблица 46

РЕМОНТ ДВИГАТЕЛЕЙ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ

Основные показатели системы ППР одного двигателя внутреннего сгорания приведены в приложении 20.

Марки и мощность ДВС, л.с.	Нормативы списочной численности на ремонт ДВС, на 10 тыс. машино-часов работы				№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
До 40 (6ч-8,5/11, Д-38, Д-40)	0,07	0,04	0,07	0,18	1
54-55 (Д-54, Д-55)	0,08	0,05	0,09	0,22	2
88 (6ч-12/14, К-153, К-255, К-259)	0,07	0,04	0,08	0,19	3
100 (КДМ-46, КДМ-100)	0,09	0,05	0,10	0,24	4
165 (6ч-15/18, 64-18/22, 1Д-6)	0,15	0,11	0,24	0,50	5
300 (В2-300, В2-300А);	0,19	0,14	0,32	0,65	6
400-500 (В2-400А, В2-450, В2-500, 1Д-12В)
700 (М-600, М-601)	0,21	0 16	0,34	0,71	7
	а	б	в	г

Примечание.

При наличии на предприятиях марок ДВС, не перечисленных в таблице, норматив численности определяется по ДВС с аналогичной мощностью двигателя.

Таблица 47

РЕМОНТ РЕГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Тип, производительность установки	Нормативы списочной численности на ремонт установки				№ норматива
	Всего	в т.ч. по видам ремонта
		Текущий	Средний	Капитальный
ВИМЭ-2, 20 кг/час	0,24	0, 07	0,05	0,12	1
	а	б	в	г

Таблица 48

РЕМОНТ ЛАБОРАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Выполняемая работа		Нормативы списочной численности на ремонт 100 приборов	№ норматива
Ремонт оборудования, приборов:
Хромотермограф ХГ-2М		1,741	1
Вакуум-насос системы Камовского		0,115	2
Электронный потенциометр ЭПП-0,9		0,870	3
Осциллографы		1,038	4
Образцовые прессы МОП-60 системы Рухгольца		0,058	5
Термопары		0,152	6
Джековые панели		0,084	7
Источники регулируемого напряжения		0,189	8
Магазин сопротивления		0,168	9
Термометр		0,152	10
Весы:	аналитические	0,641	11
	технические	0,257	12

Таблица 49

СТАНОЧНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Наименование работ	Норматив списочной численности	№ норматива
Производство станочных работ при ремонте электрооборудования	Устанавливается в размере 20% от нормативной численности рабочих, занятых ремонтом электрооборудования	1

VII. Энергоснабжение, прокат и ремонт электрооборудования

Таблица 50

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДИЗЕЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Количество работающих дизелей	Норма обслуживания на 1 смену	№ норматива
Передвижная электростанция
1	1	1
Стационарная электростанция
1	1	2
2 — 4	2	3
5 и более	3	4

Примечание.

Нормы обслуживания установлены для передвижных дизельных электростанций, которые по условиям организации производства не могут обслуживаться рабочими бригад текущего и капитального ремонта скважин и др. бригад.

Таблица 51

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ 110/35/6 КВ И 35/6 КВ

Наименование объектов				Нормы обслуживания на 1 объект	№ норматива
1.	Подстанции	110/	35/6 кв;	1	1
			35/6 кв
2.	Телемеханизированные подстанции 110/35/6 кв; 35/6 кв			0,5	2

Таблица 52

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Выполняемая работа	Норма обслуживания на 1 смену	№ норматива
Обслуживание электрооборудования одной установки комплексной подготовки нефти	1	1

Таблица 53

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Обслуживаемое оборудование	Норма обслуживания на 1 бригаду	№ норматива
Станки на электроприводе, установки А-80 при производстве капитального ремонта скважин	1	1

Таблица 54

СТРОИТЕЛЬСТВО И ДЕМОНТАЖ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ, КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ, ЛИНИЙ СВЯЗИ И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложениях 21, 22.

Выполняемая работа		Единица измерен.	Норматив явочной численности на ед. изм.	№ норматива
1		2	3	4
Строительство ЛЭП 6 кв без изготовления и сборки опор, траверс, наголовников с копкой ям под опоры вручную:
а)	на металлических опорах	км	0,071	1
б)	на деревянных опорах	км	0,084	2
Строительство ЛЭП 6 кв без изготовления и сборки опор, траверс, наголовников с копкой ям под опоры бурмашиной:
а)	на металлических опорах	«»	0,049	3
б)	на деревянных опорах	«»	0,062	4
Изготовление и сборка опор, траверс, наголовников для ЛЭП 6 кв.:
а)	на металлических опорах	«»	0,059	5
б)	на деревянных опорах	«»	0,027	6
Демонтаж ЛЭП 6 кв
а)	на металлических опорах	«»	0,022	7
б)	на деревянных опорах	«»	0,030	8
Строительство линий связи с копкой ям под опоры вручную		«»	0,040	9
Строительство линий связи с копкой ям под опора бурмашиной		«»	0,022	10
Демонтаж линий связи			0,017	11
Строительство кабельных линий 6 кв и 0,4 кв с производством земляных работ:
а)	механизированным способом	«»	0,466	12
б)	вручную	«»	1,095	13
Демонтаж кабельных линий		«»	0,411	14
Монтаж трансформаторной подстанции
а)	передвижной (на санях)	1 подст.	0,095	15
б)	мачтовой (на деревянных опорах)	-«-»	0,082	16
в)	закрытого типа и встроенной в производственное здание	-«-»	0,061	17
Демонтаж передвижной и мачтовой трансформаторной подстанции		-«-»	0,006	18

Таблица 55

РЕМОНТ НИЗКОВОЛЬТНЫХ АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ С КОРОТКОЗАМКНУТЫМ И ФАЗНЫМ РОТОРОМ И НИЗКОВОЛЬТНЫХ КОЛЛЕКТОРНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ПОСТОЯННОГО И ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

Мощность электродвигателя квт.	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущим	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Электродвигатели, работающие в сухих помещениях
а) открытого защищенного исполнения
До 0,6	0,0016	0,0025	0,0013	0,0054	К-15Т-4С-К	5	1,3	1
0,65 — 5,0	0,0025	0,0040	0,0022	0,0087			2,1	2
5,1 — 15,0	0,0042	0,0067	0,0036	0,0145			3,5	3
15,1 — 30,0	0,0059	0,0094	0,0051	0,0204			4,9	4
30,1 — 55,0	0,0079	0,0127	0,0069	0,0275			6,6	5
55,1 — 100,0	0,0120	0,0163	0,0088	0,0353			8,5	6
100,1 — 155,0	0,0126	0,0202	0,0109	0,0437			10,5	7
155,1 — 215,0	0,0150	0,0240	0,0130	0,0520			12,5	8
215,1 — 280,0	0,0180	0,0288	0,0156	0,0624			15,0	9
280,1 — 320,0	0,0216	0,0346	0,0187	0,0749			18,0	10
б) закрытого исполнения
До 0,6	0,0010	0,0025	0,0013	0,0048	К-10Т-4С-К	5	1,3	11
0,65 — 5,0	0,0017	0,0040	0,0022	0,0079	К-10Т-4С-К	5	2,1	12
5,1 — 15,0	0,0028	0,0067	0,0036	0,0131			3,5	13
15,1 — 30,0	0,0039	0,0094	0,0051	0,0184			4,9	14
30,1 — 55,0	0,0053	0,0127	0,0069	0,0249			6,6	15
55,1 — 100,0	0,0068	0,0163	0,0088	0,0319			8,5	16
100,1 — 155,0	0,0084	0,0205	0,0109	0,0398			10,5	17
155,1 — 215,0	0,0100	0,0240	0,0130	0,0470			12,5	18
215,1 — 280,0	0,0120	0,0288	0,0156	0,0564			15,0	19
280,1 — 320,0	0,0144	0,0346	0,0187	0,0677			18,0	20
2. Электродвигатели, работающие на сырых загрязненных участках или в горячих цехах
а) закрытого исполнения
До 0,6	0,0016	0,0016	0,0034	0,0066	К-6Т-С-К	2	1,3	21
0,65 — 5,0	0,0025	0,0025	0,0055	0,0105			2,1	22
5,1 — 15,0	0,0042	0,0042	0,0091	0,0175			3,5	23
15,1 — 30,0	0,0059	0,0059	0,0127	0,0245			4,9	24
30,1 — 55,0	0,0079	0,0079	0,0172	0,0330			6,6	25
55,1 — 100,0	0,0102	0,0102	0,0221	0,0425			8,5	26
100,1 — 155,0	0,0126	0,0126	0,0273	0,0525			10,5	27
155,1 — 215,0	0,0150	0,0150	0,0325	0,0625			12,5	28
215,1 — 280,0	0,0180	0,0180	0,0390	0,0750			15,0	29
280,1 — 320,0	0,0216	0,0216	0,0468	0,0900	К-6Т-С-К	2	18,0	30
б) взрывозащищенного исполнения
До 0,6	0,0016	0,0021	0,0022	0,0059	К-9Т-2С-К	3	1,3	31
0,65 — 5,0	0,0025	0,0034	0,0036	0,0095			2,1	32
5,1 — 15,0	0,0042	0,0056	0,0060	0,0158			3,5	33
15,1 — 30,0	0,0059	0,0079	0,0084	0,0222			4,9	34
30,1 — 55,0	0,0079	0,0106	0,0113	0,0298			6,6	35
55,1 — 100,0	0,0102	0,0136	0,0146	0,0384			8,5	36
100,1 — 155,0	0,0126	0,0169	0,0180	0,0475			10,5	37
155,1 — 215,0	0,0150	0,0201	0,0214	0,0565			12,5	38
215,1 — 280,0	0,0180	0,0241	0,0257	0,0678			15,0	39
280,1 — 320,0	0,0216	0,0289	0,0309	0,0814			18,0	40
3. Взрывозащищенные электродвигатели, работающие во взрывоопасном помещении всех категорий
До 0,6	0,0016	0,0016	0,0034	0,0066	К-6Т-С-К	2	1,3	41
0,65 — 5,0	0,0025	0,0025	0,0055	0,0105			2,1	42
5,1 — 15,0	0,0042	0,0042	0,0091	0,0175			3,5	43
15,1 — 30,0	0,0059	0,0059	0,0127	0,0245			4,9	44
30,1 — 55,0	0,0079	0,0079	0,0172	0,0330			6,6	45
55,1 — 100,0	0,0102	0,0102	0,0221	0,0425			8,5	46
100,1 — 155,0	0,0126	0,0126	0,0273	0,0525			10,5	47
155,1 — 215,0	0,0150	0,0150	0,0325	0,0625	К-6Т-С-К	2	12,5	48
215,1 — 280,0	0,0180	0,0180	0,0390	0,0750			15,0	49
280,1 — 320,0	0,0216	0,0216	0,0468	0,0900			18,0	50
	а	б	в	г

Примечание:

1. Для электродвигателей со ступенями скоростей норматив численности увеличивается в 1,5 раза.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены — 0,43;

для двух смен — 0,60.

Таблица 56

РЕМОНТ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ С КОРОТКОЗАМКНУТЫМ И ФАЗНЫМ РОТОРОМ И ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ СИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Мощность электродвигателя, квт	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования, при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность ед.	№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Асинхронные электродвигатели, работающие:
а) в сухих помещениях
100	0,0080	0,0192	0,0104	0,0376	К-10Т-4С-К	5	10	1
150	0,0096	0,0230	0,0124	0,0450			12	2
230	0,0128	0,0307	0,0166	0,0601			16	3
300	0,0160	0,0384	0,0208	0,0752			20	4
350	0,0184	0,0442	0,0239	0,0865			23	5
450	0,0216	0,0519	0,0281	0,1016			27	6
525	0,0256	0,0614	0,0333	0,1203			32	7
625	0,0296	0,0710	0,0385	0,1391			37	8
700	0,0368	0,0883	0,0478	0,1729			46	9
800	0,0416	0,0998	0,0541	0,1955			52	10
1000	0,0480	0,1152	0,0624	0,2256			60	11
1200	0,0560	0,1344	0,0728	0,2632			70	12
б) на влажных и загрязненных участках или на открытом воздухе
100	0,0120	0,0120	0,0260	0,0500	К-6Т-С-К	2	10	13
150	0,0144	0,0144	0,0312	0,0600			12	14
230	0,0192	0,0192	0,0416	0,0800			16	15
300	0,0240	0,0240	0,0520	0,1000			20	16
350	0,0276	0,0276	0,0598	0,1150			23	17
450	0,0324	0,0324	0,0702	0,1350			27	18
525	0,0384	0,0384	0,0832	0,1600			32	19
625	0,0444	0,0444	0,0962	0,1850			37	20
700	0,0552	0,0552	0,1196	0,2300			46	21
800	0,0624	0,0624	0,1352	0,2600			52	22
1000	0,0720	0,0720	0,1560	0,3000			60	23
1200	0,0840	0,0840	0,1820	0,3500			70	24
Синхронные электродвигатели, работающие:
а) в сухих помещениях
230	0,0224	0,0537	0,0291	0,1052	К-10Т-4С-К	5	28	25
300	0,0264	0,0633	0,0343	0,1240			33	26
350	0,0280	0,0672	0,0364	0,1316			35	27
450	0,0320	0,0768	0,0416	0,1504			40	28
525	0,0360	0,0864	0,0468	0,1692			45	29
625	0,0400	0,0960	0,0320	0,1880			50	30
700	0,0440	0,1056	0,0572	0,2068			55	31
800	0,0480	0,1152	0,0624	0,2256			60	32
1000	0,0576	0,1382	0,0748	0,2706			72	33
1200	0,0680	0,1632	0,0884	0,3196			85	34
б) на влажных или загрязненных участках или на открытом воздухе
230	0,0336	0,0336	0,0728	0,1400	К-6Т-С-К	2	28	35
300	0,0396	0,0396	0,0858	0,1650			33	36
350	0,0420	0,0420	0,0910	0,1750			35	37
450	0,0480	0,0480	0,1040	0,2000			40	38
525	0,0540	0,0540	0,1170	0,2250			45	39
625	0,0600	0,0600	0,1300	0,2500			50	40
700	0,0660	0,0660	0,1430	0,2750			55	41
800	0,0720	0,0720	0,1550	0,3000			60	42
1000	0,0854	0,0864	0,1872	0,3600	К-6Т-С-К	2	72	43
1200	0,1020	0,1020	0,2210	0,4250			85	44
	а	в	в	г

Примечания: 1. Для электродвигателей со ступенями скоростей норматив численности увеличивается в 1,5 раза.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 57

РЕМОНТ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Мощность трансформатора, ква	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год			Структура межремонтного цикла	Продолжительность межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Трансформаторы, работающие в понизительных подстанциях 6/0,4 кв, питающие станки-качалки, установки с погружными насосами, кустовые насосные и т.д.
до 60	0,0033	0,0033	0,0066	К-13Т-К	7	4,5	1
75 — 100	0,0044	0,0044	0,0088			6	2
160 — 400	0,0059	0,0058	0,0117			8	3
560 — 630	0,0074	0,0073	0,0147			10	4
750 — 1000	0,0089	0,0087	0,0176			12	5
1600 — 1800	0,0111	0,0109	0,0220			15	6
2500 — 4000	0,0133	0,0131	0,0264			18	7
5500 — 6300	0,0178	0,0174	0,0352			24	8
2. Трансформаторы, работающие в понизительных подстанциях 6/0,4 кв, питающие сборные пункты; товарные парки, газокомпрессорные, буровые установки и т.д.
до 60	0,0069	0,0033	0,0102	2-27Т-К	7	4,5	9
75 — 100	0,0092	0,0044	0,0136			6	10
160 — 400	0,0123	0,0058	0,0181			8	11
560 — 630	0,0154	0,0073	0,0227			10	12
750 — 1000	0,0185	0,0087	0,0272			12	13
1600 — 1800	0,0231	0,0109	0,0340			15	14
2500 — 4000	0,0277	0,0131	0,0408			18	15
5600 — 6300	0,0370	0,0174	0,0544			24	16
3. Трансформаторы, работающие на подстанциях 110/35/6 кв и 35/6 кв
до 60	0,0016	0,0023	0,0039	К-9Т-К	10	4,5	17
75 — 100	0,0022	0,0031	0,0053			6	18
160 — 400	0,0029	0,0042	0,0071			8	19
560 — 630	0,0036	0,0052	0,0088			10	20
750 — 1000	0,0043	0,0062	0,0105	К-9Т-К	10	12	21
1600 — 1800	0,0054	0,0078	0,0132			15	22
2500 — 4000	0,0065	0,0094	0,0159			18	23
5600 — 6300	0,0086	0,0124	0,0210			24	24
	а	б	в

Примечания: 1. Согласно § 4 — 38 «Правил ТЭ и БО» предусматривается первый капитальный ремонт трансформатора провести через 5 лет после его включения в эксплуатацию.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 58

РЕМОНТ МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ С ПРИВОДОМ

Техническая характеристика	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год			Структура межремонтного цикла	Продолжительность цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	капитальный	всего
Масляные выключатели, работающие:
а) на высоковольтных двигателях
Малообъемные	0,0036	0,0156	0,0192	К-3Т-К	1	3	1
Многообъемные	0,0060	0,0260	0,0320			5	2
б) На трансформаторных или распределительных пунктах
Малообъемные	0,0008	0,0049	0,0057	К-2Т-К	3	3	3
Многообъемные	0,0013	0,0088	0,0101			5	4
	а	б	в

Примечание. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43, для двух смен — 0,60.

Таблица 59

РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ КРАНОВ, ЭЛЕКТРОКРАНБАЛОК И ПОДЪЕМНИКОВ

Грузоподъемность, т	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Работающие на переменном токе в защищенных помещениях
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	0,0320	0,0257	0,0275	0,0852	К-15Т-2С-К	3	16,0	1
10	0,0420	0,0337	0,0360	0,1117			21,0	2
15	0,0460	0,0370	0,0395	0,1225			23,0	3
20 — 30	0,0640	0,0514	0,0549	0,1703			32,0	4
б) краны электрические консольно-поворотные
0,5	0,0080	0,0064	0,0069	0,0213	К-15Т-2С-К	3	4,0	5
1,5	0,0090	0,0072	0,0077	0,0239			4,5	6
2	0,0150	0,0121	0,0129	0,0400			7,5	7
3	0,0200	0,0161	0,0171	0,0532			10,0	8
5	0,0230	0,0185	0,0198	0,0613			11,5	9
в) тали электрические
0,25 — 0,5	0,0040	0,0032	0,0034	0,010	К-15Т-2С-К	3	2,0	10
1	0,0060	0,0048	0,0051	0,0159			3,0	11
2	0,0070	0,0056	0,0060	0,0186			3,5	12
3 — 5	0,0080	0,0064	0,0069	0,0213			4,0	13
г) электрокранбалки
1	0,0180	0,0145	0,0154	0,0479	К-15Т-2С-К	3	9,0	14
2	0,0190	0,0153	0,0163	0,0506			9,5	15
3	0,0200	0,0161	0,0171	0,0532			10,0	16
5	0,0208	0,0169	0,0180	0,0557			10,5	17
2. Работающие на переменном токе на открытых площадках
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	0,0640	0,0641	0,0274	0,1555	К-30Т-5С-К	3	16,0	18
10	0,0840	0,0842	0,0360	0,2042	К-30Т-5С-К	3	21,0	19
15	0,0920	0,0922	0,0395	0,2237		3	23,0	20
20 — 30	0,1280	0,1282	0,0549	0,3111			32,0	21
б) краны электрические консольно-поворотные
0,5	0,0160	0,0160	0,0069	0,0389	К-30Т-5С-К	3	4,0	22
1,5	0,0180	0,0180	0,0077	0,0437			4,5	23
2,0	0,0300	0,0301	0,0129	0,0730			7,5	24
3,0	0,0400	0,0401	0,0172	0,0973			10,0	25
5,0	0,0460	0,0461	0,0198	0,1119			11,0	26
в) тали электрические
0,25 — 0,5	0,0080	0,0080	0,0034	0,0194	К-30Т-5С-К	3	2,0	27
1	0,0120	0,0120	0,0051	0,0291			3,0	28
2	0,0140	0,0140	0,0060	0,0340			3,5	29
3 — 5	0,0160	0,0160	0,0069	0,0389			4,0	30
г) электрокранбалки
1	0,0360	0,0362	0,0154	0,0876	К-30Т-5С-К	3	9,0	31
2	0,0380	0,0381	0,0163	0,0924			9,5	32
3	0,0400	0,0401	0,0172	0,0973			10,0	33
5	0,0420	0,0421	0,0180	0,1021			10,5	34
3. Работающие на постоянном токе в защищенных помещениях
5	0,0460	0,0370	0,0395	0,1225	К-15Т-2С-К	3	23	35
10	0,0540	0,0434	0,0463	0,1437			27	36
15	0,0580	0,0466	0,0498	0,1544			29	37
20	0,0780	0,0627	0,0669	0,2076			39	38
30	0,0740	0,0595	0,0635	0,1970			37	39
4. Работающие на постоянном токе на открытых площадках
5	0,0920	0,0922	0,0395	0,2237	К-30Т-5С-К	3	23	40
10	0,1080	0,1082	0,0463	0,2625	К-30Т-5С-К	3	27	41
15	0,1160	0,1162	0,0498	0,2820			29	42
20	0,1560	0,1564	0,0669	0,3793			39	43
30	0,1480	0,1483	0,0635	0,3598			37	44
	а	б	в	г

Примечания:

1. Нормативы численности на ремонт электродвигателей, магнитных пускателей и контакторов приведены в соответствующих таблицах.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 60

РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 6 — 10 КВ

Техническая характеристика	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год			Структура межрем. цикла	Продолж. межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Распределительные устройства типа КСО-2УМ
Ячейка ввода	0,0021	0,0068	0,0089	К-4Т-К	5	6,5	1
Ячейка трансформатора напряжения — разрядника	0,0014	0,0047	0,0061			4,5	2
Фидерная ячейка	0,0021	0,0068	0,0089			6,5	3
Ячейка статических конденсаторов	0,0016	0,0052	0,0068			5,0	4
Ячейка трансформатора собственных нужд	0,0014	0,0047	0,0061			4,5	5
2. Распределительное устройство типа КТПН-58 для трансформаторов мощностью 160 — 630 ква с подключением к воздушным или кабельным сетям
На РУ	0,0033	0,0213	0,0246	К-2Т-К	3	12,5	6
3. Передвижные чехословацкие подстанции 35/6 кв на 4 отходящие линии
На подстанцию	0,0111	0,0723	0,0834	К-2Т-К	3	42,0	7
4. Подстанция комплектная типа ППМП
На подстанцию	0,0036	0,0234	0,0270	К-2Т-К	3	13,6	8
5. Трансформаторная подстанция комплектная типа ППМП
На подстанцию	0,0040	0,0260	0,0300	К-2Т-К	3	15,0	9
6. Столбовые (мачтовые) трансформаторные подстанции
На подстанцию	0,0010	0,0068	0,0078	К-2Т-К	3	4,0	10
	а	б	в

Примечание.

Нормативы численности на ремонт силовых трансформаторов, магнитных пускателей, масляных выключателей, приведены в соответствующих таблицах.

Таблица 61

РЕМОНТ СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ

Наименование оборудования, входящего в станции управления	Кол-во оборудования	Ремонтная сложность, ед.	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год			Структура межрем. цикла	Продолжительность межрем. цикла, годы	№ норматива
			текущий	средний	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Рубильник	1	0,3				С-11Т-С	4
Трансформатор тока катушечный	3	1,0
Измерительные приборы	2	1,0
Сигнальная лампа	3	0,05
Комплекс приборов защиты и автоматики с проводами вторичной коммутации и т.п. на панелях на одну питательную линию	1	2,0
Ящик-каркас с металлическими дверями, запорами и сварными деталями	1	1,0
Контактор до 200 а	1	1,3
Автотрансформатор для цепей вторичной автоматики	1	1,0
Ключи управления	2	1,0
На станцию	-	2,7	0,0139	0,0076	0,0215		1
2. Станция управления скважинами
Панель с рубильником, выключателями и предохранителями	1	2,0				С-11Т-С	4
Комплект релейной аппаратуры и проводов вторичной коммутации	1	2,0					1
Телеячейки	1	2,0
Металлический каркас с дверями и запорами	1	1,0
На станцию	-	7,0	0,0077	0,0042	0,0119			2
			а	б	в

Примечания:

1. Нормативы численности на ремонт магнитных пускателей приведены в соответствующей таблице.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 62

РЕМОНТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Техническая характеристика	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Воздушные электрические сети напряжением 35 кв, 6 — 10 кв, до 660 в, воздушные линии связи и телемеханики, на 1 км
На деревянных опорах	0,004	0,019	0,010	0,033	К-5Т-4С-К	5	2	1
На металлических опорах	0,002	0,01	0,005	0,017			1	2
На железобетонных опорах	0,003	0,015	0,008	0,026			1,5	3
2. Кабельные электрические сети, проложенные в земле, на 1 км
Сечение провода 70 мм2	0,03	0,054	0,013	0,097	К-30Т-9С-К	10	5	4
95 мм2 и более	0,048	0,087	0,021	0,156			8	5
	а	б	в	г

Таблица 63

РЕМОНТ АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ, СТАТИЧЕСКИХ КОНДЕНСАТОРОВ, ОСВЕТИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЫ, ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ, ЭЛЕКТРОПЕЧЕЙ СОПРОТИВЛЕНИЯ

Техническая характеристика	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтн. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
		Аккумуляторные батареи
200 а-ч	0,0440	-	0,0520	0,0960	К-11Т-К	1	10	1
500 а-ч	0,0528	-	0,0624	0,1152			12	2
1000 а-ч	0,0616	-	0,0728	0,1344			14	3
2000 а-ч	0,0704	-	0,0832	0,1536			16	4
Установка (батареи) статических конденсаторов
50 квар.	0,0022	-	0,0025	0,0047	К-11Т-К	3	1,5	5
100 квар.	0.004	-	0,0051	0,0095			3	6
250 квар.	0,0073	-	0,0086	0,0159			5	7
500 квар.	0,0103	-	0,0120	0,0223			7	8
750 квар.	0,0132	-	0,0154	0,0286			9	9
1000 квар. и более	0,0161	-	0,0189	0,0360		11		10
Осветительная аппаратура, на 10 шт.
В нормальном исполнении	0,002	0,0012	-	0,0014	С-Т-С	1	0,5	11
Для взрывозащищенных светильников	0,006	0,0036	-	0,0042	С-Т-С	1	1,5	12
Заземляющие устройства электроустановок, на 100 м
100 м	0,0012	0,0024	-	0,0036	С-3Т-С	1	1,0	13
Разъединители, отдельно установленные, линейные (столбовые)
6 — 10 кв	0,0003	-	0,0017	0,0020	К-2Т-К		1,0	14
35 кв и более	0,0004	-	0,0026	0,0030			1,5	15
Электропечи сопротивления
До 5 квт	0,0040	-	0,0104	0,0144	К-5Т-К	1	2	16
6 — 15	0,0060	-	0,0156	0,0216			3	17
16 — 25	0,0080	-	0,0208	0,0288			4	18
26 — 35	0,0100	-	0,0260	0,0360			5	19
36 — 50	0,0140	-	0,0364	0,0504			7	20
51 — 70	0,0160	-	0,0416	0,0576			8	21
71 — 100	0,0200	-	0,0520	0,0720			10	22
101 — 150	0,0240	-	0,0624	0,0864			12	23
	а	б	в	г

Примечание.

При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 64

РЕМОНТ ПУСКОРЕГУЛИРУЮЩЕЙ АППАРАТУРЫ, ОТДЕЛЬНО УСТАНОВЛЕННОЙ ИЛИ СМОНТИРОВАННОЙ В СТАНКАХ, АГРЕГАТАХ

Техническая характеристика	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межрем. цикла	Продолжит. межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Работающие на электродвигателях и других токоприемниках без тяжелых условий пуска (вентиляторы, станки-качалки и т.п.)
а) магнитные пускатели для электродвигателей
Мощность электродвигателя, квт
15	0,0006	0,0010	0,0005	0,0021	К-15Т-4С-К	5	0,5	1
30	0,0010	0,0015	0,0008	0,0032			0,8	2
55	0,0014	0,0023	0,0012	0,0049			1,2	3
75	0,0018	0,0029	0,0016	0,0063			1,5	4
б) контакторы
Сила тока, а
до 600	0,0016	0,0025	0,0014	0,0055	К-15Т-4С-К		1,3	5
1000	0,0030	0,0048	0,0026	0,0104			2,5	6
в) воздушные автоматы
Сила тока, а
до 200	0,0024	0,0038	0,0021	0,0083	К-15Т-4С-К	5	2,0	7
400	0,0030	0,0048	0,0026	0,0104			2,5	8
600	0,0036	0,0058	0,0031	0,0125			3,0	9
800	0,0042	0,0067	0,0036	0,0145			3,5	10
1500	0,0048	0,0077	0,0042	0,0167			4,0	11
г) контролеры для электродвигателей
Мощность электродвигателей, квт
65 — 90	0,0036	0,0058	0,0031	0,0125	К-15Т-4С-К	5	3,0	12
100	0,0048	0,0077	0,0042	0,0167			4,0	13
Работающие на электродвигателях и других токоприемниках с тяжелыми и особо частыми пусками (металлорежущие станки, сварочные преобразователи с ограничением и т.п.)
а) магнитные пускатели для электродвигателей
Мощность электродвигателей, квт
15	0,0010	0,0006	0,0012	0,0029	К-10Т-2С-К	2	0,50	14
30	0,0016	0,0009	0,0021	0,0046			0,80	15
55	0,0024	0,0014	0,0031	0,0069			1,2	16
75	0,0030	0,0018	0,0039	0,0087			1.5	17
б) контакторы
Сила тока, а
до 600	0,0026	0,0016	0,0034	0,0076	К-10Т-2С-К	2	1,3	18
1000	0,0050	0,0030	0,0065	0,0145			2,5	19
в) воздушные автоматы
Сила тока, а
200	0,0040	0,0024	0,0052	0,0116	К-10Т-С-К	2	2,0	20
400	0,0050	0,0030	0,0065	0,0145			2,5	21
600	0,0060	0,0036	0,0078	0,0174			3,0	22
800	0,0070	0,0042	0,0091	0,0203			3,5	23
1500	0,0080	0,0048	0,0104	0,0232			4,0	24
г) контроллеры для электродвигателей
Мощность электродвигателей, квт
65 — 90	0,0060	0,0036	0,0078	0,0174	К-10Т-С-К	2	3,0	25
100	0,0080	0,0048	0,0104	0,0232			4,0	26
	а	б	в	г

Примечания:

1. Для электроаппаратуры во взрывозащитном исполнении к нормативам численности применяется коэффициент 1,5.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 65

РЕМОНТ ЭЛЕКТРОСВАРОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Мощность, квт	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования в расчете на год			Структура межремонт. цикла	Продолжит. межремонт. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	капитальный	всего
	Работающие в стационарных условиях:
	а) сварочные трансформаторы
11 — 20	0,0029	0,0034	0,0063	К-11Т-К	3	2	1
21 — 30	0,0059	0,0069	0,0128			4	2
	б) сварочные агрегаты
5 — 10	0,0088	0,0103	0,0191	К-11Т-К	3	6	3
11 — 20	0,0117	0,0137	0,0254			8	4
21 — 30	0,0147	0,0172	0,0319			10	5
31 — 40	0,0205	0,0188	0,0393			14	6
	Передвижные:
	а) сварочные трансформаторы
11 — 20	0,0024	0,0104	0,0128	К-3Т-К	1	2	7
21 — 30	0,0048	0,0208	0,0256			4	8
	б) сварочные агрегаты
5 — 10	0,0072	0,0312	0,0384	К-3Т-К	1	6	9
11 — 20	0,0096	0,0416	0,0512			8	10
21 — 30	0,0120	0,0520	0,0640			10	11
31 — 40	0,0168	0,0728	0,0896			14	12
	а	б	в

Примечание. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициент: для одной смены — 0,43; для двух смен — 0,60.

Таблица 66

РЕМОНТ СРЕДСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Нормативы списочной численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе в расчете на год			Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
текущий	капитальный	всего
Станция катодной защиты (без линии электропередач)
0,0276	0,0156	0,0432	К-23Т-К	1	3	1
Станция дренажной защиты (без кабеля)
0,0093	0,0052	0,0144	К-23Т-К	1	1	2
Протекторные установки (на 10 шт.)
0,0001	0,0003	0,0004	К-5Т-К	5	0,3	3
а	б	в

Примечания:

1. При производстве капитального ремонта комплексной электрозащиты трубопроводов протекторы заменяются новыми. Срок замены зависит от характера грунта и интенсивности их работы.

2. Нормативы численности на ремонт линий электропередач и кабельных сетей приведены в соответствующих таблицах.

Таблица 67

РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Мощность, квт	Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтн. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.	№ норматива
	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Передвижные электростанции
до 6	0,0028	0,0084	0,0182	0,0294	К-2Т-С-К	1	3,5	1
7 — 10	0,0040	0,0120	0,0260	0,0420			5,0	2
11 — 21	0,0064	0,0192	0,0416	0,0672	К-2Т-С-К	1	8,0	3
22 — 36	0,0080	0,0240	0,0520	0,0840			10,0	4
37 — 60	0,0100	0,0300	0,0702	0,1102			12,5	5
	Полустационарные низковольтные
6 — 80	0,0112	0,0336	0,0728	0,1176	К-2Т-С-К	1	14,0	6
81 — 100	0,0144	0,0432	0,0936	0,1512			19,0	7
101 — 130	0,0192	0,0576	0,1248	0,2016			24,0	8
131 — 160	0,0248	0,1116	0,0806	0,2170	К-4Т-3С-К	2	31,0	9
161 — 460	0,0400	0,1800	0,1300	0,3500			50,0	10
	Полустационарные высоковольтные
250 — 460	0,0480	0,2160	0,1560	0,4200	К-4Т-3С-К	2	60,0	11
	а	б	в	г

Примечание.

При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для одной смены — 0,43, для двух смен — 0,60.

Таблица 68

ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ

Выполняемая работа	Норматив списочной численности	№ норматива
Измерение сопротивления заземления, испытание кабелей 6 кв, испытание электродвигателей 6 кв, наладка защиты, измерение сопротивления, изоляции вторичной коммутации. Испытание В.Л. выпрямленным напряжением, наладка новых Т.П., периодическая проверка средств защиты, приборов контроля, учета и др.	5% от списочной нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием электрооборудования	1

VIII. Прокат и ремонт электропогружных установок

Таблица 69

РЕМОНТ ОСНОВНЫХ УЗЛОВ ЭЛЕКТРОПОГРУЖНЫХ УСТАНОВОК

Наименование оборудования		Нормативы списочной численности на ремонт ед. оборудования при круглосуточной работе в расчете на год				Структура межремонтного цикла	Продолжительность межрем. цикла, годы	Ремонтная сложность, ед.			№ норматива
								текущий	средний	капитальный
		текущий	средний	капитальный	всего
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Электроцентробежные насосы
1.	ЭЦН-5-20-1300	0,010	0,019	0,013	0,042	К-3Т-2С-К	3	2,2	6,5	9,0	1
2.	ЭЦН-40-700; ЭЦН-5-130-600; ЭЦН-350-650; ЭЦН-6-500-750	0,009	0,017	0,012	0,038			2,0	5,8	8,0	2
3.	ЭЦН-5-80-800; ЭЦН-6-100-900; ЭЦН-40-950; ЭЦН-5-130-1200; ЭЦН-5-80-1300; ЭЦН-6-100-1500; ЭЦН5А-160-1100; ЭЦН5А-160-1400; ЭЦН5-200-800; ЭЦН5А-250-800; ЭЦН5А-250-1000; ЭЦН5А-360-600; ЭЦН5А-360-700; ЭЦН5А-360-850; ЭЦН5А-500-500; ЭЦН5А-500-800	0,009	0,017	0,012	0,038			2,0	6,0	8,3	3
4.	ЭЦН-6-250-800; ЭЦН-5-40-1400	0,011	0,020	0,014	0,045			2,5	6,8	9,5	4
5.	ЭЦН-6-250-1050; ЭЦН-6-160-1100; ЭЦН-6-160-1400; ЭЦН-6-350-850; ЭЦН-6-500-450	0,012	0,022	0,015	0,049			2,8	7,5	10,5	5
6.	ЭЦН-6-250-1400	0,013	0,023	0,017	0,053			3,0	8,0	11,5	6
Электродвигатель типа ПЭД с протектором
1.	ПЭД-10 350 в	-	0,032	0,014	0,046	К-5С-К	3	-	8	8	7
2.	ПЭД-20 750 в; ПЭД-35 465 в	-	0,040	0,017	0,057			-	10	10	8
3.	ПЭД-28 850 в; ПЭД-46 600 в	-	0,044	0,019	0,063			-	11	11	9
4.	ПЭД-40 1000 в; ПЭД-55 800 в	-	0,048	0,021	0,069		3	-	12	12	10
5.	ПЭД-17 400 в	-	0,036	0,016	0,052			-	9	9	11
6.	ПЭД-75 915 в	-	0,052	0,023	0,075			-	13	13	12
7.	ПЭД-100 1000 в; ПЭД-45-117; ПЭД-65-117; ПЭД-50-117	-	0,073	0,031	0,104			-	18	18	13
Кабель КРБК и КРБП, на 1000 м
	3 х 16; 3 х 25; 3 х 35	-	0,004	0,008	0,012	К-С-К	1	-	1,5	1,5	14
Наземное электрооборудование
Автотрансформатор
АТС-3-20		0,002	-	0,002	0,004	К-13Т-К	7	3	-	3	15
АТС-3-30		0,003	-	0,003	0,006			4	-	4	16
АТС-3-75		0,004	-	0,004	0,008			5	-	5	17
АТС-3-100, -320; ТСЗП-160/3; ТСЗП-200/3; ТСЗ-100/116; ТСЗ-125/23; АТСБ-3-100; ТСЗ-320; ТСБ-3х100		0,004	-	0,004	0,008			6	-	6	18
Станция управления ПГХ-5802; СУ-ПГХ-5071; СУ-ПГХ-5072; СУ РЭДА		0,014	0,008	-	0,022	С-11Т-С	4	12,7	12,7	-	19
		а	б	в	г

Примечание.

При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены — 0,43,

для двух смен — 0,60.

Таблица 70

МОНТАЖ, ДЕМОНТАЖ ЭПН НА СКВАЖИНЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА

Типовой набор работ и нормы времени приведены в приложении 23.

Выполняемая работа	Единица измерения	Нормативы явочной численности на ед. измерения	№ норматива
Монтаж ЭПН	10 монтажей	0,0291	1
Демонтаж ЭПН	10 демонтажей	0,0117	2
Погрузка-выгрузка ЭПН в комплекте	10 работ	0,0013	3
	Транспортировка (сопровождение) по местности:	10 км
резко пересеченной		0,0005	4
пересеченной		0,0004	5
равнинной		0,0003	6

IX. Обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации и телемеханизации

Таблица 71

ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ И СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА СКВАЖИНАХ, ГРУППОВЫХ УСТАНОВКАХ, ОБЪЕКТАХ ПОДГОТОВКИ, ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ, ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ПАРОВОДОСНАБЖЕНИЯ, ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО ГАЗА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 24 и 25.

Наименование оборудования		Тип и марка	К-во	Нормативы списочной численности		№ норматива
				на единицу оборудования	на весь объем
1		2	3	4	5	6
1. Частотная система телемеханизации ЧТП-1, ЧТП-1М
Аппаратура пульта управления		ЧТП-1, 1М	1	0,1611	0,1611	1
Полукомплект ЧТП-1 (телеячейка)			1	0,0145	0,0145	2
Датчик усилий индуктивный		ДУИ-3	1	0,0036	0,0036	3
Датчик угловых перемещений		ДУП-3	1	0,0036	0,0036	4
2. Система автоматического измерения дебита глубиннонасосных скважин АГМ-2, АГМ-3
Аппаратура пульта управления		АГМ-2, 3	1	0,3014	0,3014	5
Пневматический блок мерника		ПВМ	1	0,0144	0,0144	6
Электрический блок мерника		ЭВМ	1	0,0201	0,0201	7
Бесконтактный сигнализатор контроля опорожнения		БСКО	1	0,0315	0,0315	8
Датчик уровня		ДУИ-6	1	0,0105	0,0105	9
3. Система автоматизации и телемеханизации ПАТ «Нефтяник»
Аппаратура пульта управления		ПАТ	1	0,0318	0,0318	10
Примечание: к п. п. 1 - 3		Нормативы рассчитаны с учетом дополнительной трудоемкости переездов между объектами, текущей эксплуатации, реконструктивных и организационных работ (в размере 50%)
4. Средства местной автоматики и КИП, установленные на скважинах
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	1	0,0065	0,0065	11
Автомат откачки		АО-5	1	0,0106	0,0106	12
Автоматизированная депарафинизационная установка		СУ	1	0,0026	0,0026	13
Электроконтактный манометр		ВЭ-16РБ, ЭКМ-1	1	0,0035	0,0035	14
Отсекатель скважин		АЭК	1	0,0032	0,0032	15
Манометр технический			1	0,0006	0,0006	16
Инерционный магнитный выключатель		ИМВ-1М	1	0,0065	0,0065	17
5. Групповая замерная установка ГЗУ типа «Спутник»
Блок автоматики		БМА-30	1	0,0163	0,0163
Манометр технический			14	0,0006	0,0084
Дебитомер		«Импульс»	1	0,0115	0,0115
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	3	0,0065	0,0195
Переключатель с гидравлическим приводом (ГП-1)		ПСМ	1	0,0122	0,0122
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	3	0,0035	0,0105
Автомат откачки		АО-5	4	0,0106	0,0424
Отсекатель коллекторов		ОКГ-3, 4	2	0,0173	0,0346
Расходомер газа		ДП-410	1	0,0032	0,0032
Регулятор перепада давления		РПД-1	1	0,0038	0,0038
Клапан соленоидный		КСП	4	0,0052	0,0208
Щит автоматики			1	0,0163	0,0163
Счетчик нефти турбинный		ТОР-1	1	0,0058	0,0058
Счетчик нефти турбинный		НОРД-100	1	0,0391	0,0391
Итого:					0,2444
Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, неконструктивные и организационные работы)					0,0978
Всего:					0,3422	18
6. ГЗУ (телемеханизированная) типа «Спутник»
Блок автоматики		БМА-30	1	0,0163	0,0163
Манометр технический			14	0,0006	0,0084
Дебитомер		«Импульс»	1	0,0115	0,0115
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	3	0,0065	0,0195
Переключатель с гидравлическим приводом ГП-1		ПСМ	1	0,0122	0,0122
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	3	0,0035	0,0105
Автомат откачки		АО-5	1	0,0106	0,0106
Отсекатель коллекторов		ОКГ-3, 4	2	0,0173	0,0346
Расходомер газа		ДП-410	1	0,0032	0,0032
Регулятор перепада давления		РПД-1	1	0,0038	0,0038
Контрольный пункт телемеханики		ГЗУ-ПАТ, КП-П	2	0,0408	0,0408
Клапан соленоидный		КСП	1	0,0052	0,0052
Щит автоматики			1	0,0163	0,0163
Счетчик нефти турбинный		ТОР-1	1	0,0058	0,0058
Счетчик нефти турбинный		НОРД-100	1	0,0391	0,0391
Итого:					0,2378
Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0951
Всего:					0,3329	19
7. Групповая замерная установка ГЗУ
Дебитомер		ТРН-50, ЗУГ-5	1	0,0058	0,0058
Блок местной автоматики		БМА-30	1	0,0163	0,0163
Переключатель с гидравлическим приводом (ГП-1)		ПСМ	1	0,0122	0,0122
Регулятор перепада давления		РПД-1-	1	0,0038	0,0038
Отсекатель коллекторов		ОКГ-3, 4	2	0,0173	0,0346
Клапан соленоидный		КСП-4	1	0,0052	0,0052
Счетчик нефти турбинный		ТОР-1	1	0,0058	0,0058
Манометр эл. контактный		ЭКМ-1	2	0,0035	0,0070
Технический манометр			12	0,0006	0,0072
Итого:					0,0979
Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, эксплуатация текущая, реконструктивные и организационные работы)					0,0392
Всего:					0,1371	20
8. Групповая замерная установка ГЗУ (телемеханизированная)
Дебитомер		ЗУГ-5, ТРН-50	1	0,0058	0,0058
Блок местной автоматики		БМА-30	1	0,0163	0,0163
Переключатель с гидравлическим приводом (ГП-1)		ПСМ	1	0,0122	0,0122
Регулятор перепада давления		РПД-1	1	0,0038	0,0038
Отсекатель коллекторов		ОКГ-3, 4	2	0,0173	0,0346
Клапан соленоидный		КСП-4	1	0,0052	0,0052
Счетчик нефти турбинный		ТОР-1	1	0,0058	0,0058
Манометр эл. контактный		ЭКМ-1	2	0,0035	0,0070
Контрольный пункт телемеханики		ГЗУ-ПАТ, КП-П	1	0,0408	0,0408
Технический манометр			12	0,0006	0,0072
Итого:					0,1387
Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0555
Всего:					0,1942	21
9. Дожимная насосная станция
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	3	0,0065	0,0195
Отсекатель коллекторов			1	0,0173	0,0173
Счетчик нефти		ВОЛЬТМАНА	1	0,0130	0,0130
Манометр эл. контактный		ЭКМ-1	6	0,0035	0,0210
Автомат откачки		АО-5	2	0,0106	0,0212
Щит автоматики			1	0,0163	0,0163
Итого:					0,1083
Кроме того 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0271
Всего:					0,1354	22
10. Дожимная насосная станция (телемеханизированная)
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	3	0,0065	0,0195
Отсекатель коллекторов			1	0,0173	0,0173
Счетчик нефти		ВОЛЬТМАНА	1	0,0130	0,0130
Манометр эл. контактный		ЭКМ-1	6	0,0035	0,0210
Телеячейка		ПАТ	1	0,0408	0,0408
Щит автоматики			1	0,0163	0,0163
Автомат откачки		АО-5, 6	2	0,0106	0,0212
Итого:					0,1491
Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0373
Всего:					0,1864	23
11. Сепарационная установка
Блок местной автоматики		БМА-1	1	0,0269	0,0269
Регулятор перепада давления		РПД-1	1	0,0038	0,0038
Манометр технический			3	0,0006	0,0018
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	3	0,0035	0,0105
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	3	0,0065	0,0195
Отсекатель коллекторов		ОКГ-3, 4	2	0,0173	0,0346
Гидравлический привод		ГП-1	-	-	-
Клапан соленоидный		КСП-4	1	0,0052	0,0052
Влагомер на потоке		«Фатон-П»	1	0,0160	0,0160
Счетчик газа			1	0,0058	0,0058
Счетчик нефти		ТРН-50		0,0058	0,0058
Итого:					0,1299
Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0325
Всего:					0,1624	24
12. Сборный пункт
Уровнемер		УДУ-5М	4	0,0038	0,0152
Электроприводная задвижка		ЗПЗ-2	12	0,0037	0,0444
Блок местной автоматики		БМА-1	2	0,0269	0,0538
Температурный блок		АКТТ	2	0,0014	0,0028
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	3	0,0035	0,0105
Счетчик нефти		Вольтмана	2	0,0130	0,0260
Итого:					0,1527
Кроме того, 25% на прочие работы, (текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0382
Всего:					0,1909	25
13. Сборный пункт (телемеханизированный)
Уравнемер		УДУ-5м	4	0,0038	0,0152
Электроприводная задвижка		ЭПЗ-2	12	0,0037	0,0444
Блок местной автоматики		БМА-1	2	0,0269	0,0538
Температурный блок		АКТТ	2	0,0014	0,0028
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	3	0,0035	0,0105
Счетчик нефти		Вольтмана	2	0,0130	0,0260
Блок телемеханики		ПАТ	2	0,0408	0,0816
Итого:					0,2343
Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные организационные работы)					0,0586
Всего:					0,2929	26
14. Деэмульсатор
Блок местной автоматики		БМА-32	1	0,0163	0,0163
Регулятор уровня		РУ-1	2	0,0026	0,0052
Регулятор давления		РД (РТ-25)	2	0,0013	0,0013
Регулятор температуры		РДПД-40	1	0,0026	0,0026
Датчик гидростатического давления		РГД	1	0,0045	0,0045
Клапан соленоидный		КСП-4	1	0,0052	0,0052
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	3	0,0035	0,0105
Счетчик нефти		Вольтмана	2	0,0130	0,0260
Итого:					0,0716
Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0179
Всего:					0,0895	27
15. Товарный парк
Щит автоматики			5	0,0163	0,0815
Уровнемер		УДУ-5	15	0,0038	0,0970
Электроприводная задвижка		ЭПЗ-2	30	0,0037	0,1110
Счетчик товарной нефти		«Роквелл»	2	0,0391	0,0782
Пульт контроля и сигнализации		ПКС	1	0,0192	0,0192
Итого:					0,3469
Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,0867
Всего:					0,4336	28
16. Термохимическая установка (ТХУ)
Регулятор уровня межфазный		РУМФ	4	0,0091	0,0364
Электронный мост		ЭПИ-120	4	0,0053	0,0212
Сигнализатор горючих газов		СГГ-2	2	0,0160	0,0320
Вторичный прибор		ЭПВ-214	2	0,0085	0,0170
Электронный мост с ленточной диаграммой		ЭМД-109Н	4	0,0075	0,0300
Сигнализатор уровня		МЭСУ	4	0,0026	0,0104
Щит сигнализации			1	0,0019	0,0019
Дифманометр мембранный с пневмопередачей, компенсационный		ДМПК-100	12	0,005	0,0612
Электроприводная задвижка		ЭПЗ-2	10	0,0037	0,0370
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	10	0,0035	0,0350
Электрометрический анализатор солей		«Ион-П»	1	0,0160	0,0160
Влагомер на потоке		«Фатон-П»	1	0,0160	0,0160
Автоматическое управление воздушными компрессорами			1	0,0038	0,0038
Итого:					0,3179
Кроме того, 10% на ремонт неучтенных приборов, прочие работы (текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы)					0,0318
Всего:					0,3497	29
17. Электрообессоливающая установка (ЭЛОУ)
Регулятор уровня, межфазный с электронным блоком		РУМ-10	6	0,0026	0,0156
Регулятор уровня поплавковый, штуцерный		РУПШ	4	0,0026	0,0104
Сигнализатор горючих газов с ЭПВ-2-04		СГГ-2	2	0,0160	0,0320
Дифманометр пишущий с часовым механизмом		ДП-410	14	0,0032	0,0448
Электрометрический анализатор солей		«Ион-П»	1	0,0160	0,0160
Электроконтактный манометр		ЭКМ-1	18	0,0035	0,0630
Влагомер на потоке		«Фатон-П»	1	0,0160	0,0160
Электроприводная задвижка		ЭПЗ-3	10	0,0037	0,0370
Автоматическое управление воздушными компрессорами			1	0,0038	0,0038
Итого:			1		0,2386
Кроме того, 10% на ремонт неучтенных приборов, прочие работы (текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы)					0,0239
Всего:					0,2625	30
18. Кустовая насосная станция
Блок местной автоматики		БМА-1	6	0,0269	0,1614
Температурный блок		АКТТ-1	6	0,0014	0,0084
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	12	0,0035	0,0420
Расходомер		ДП-410	8	0,0032	0,0256
Устьевой расходомер нагнет. скв.		РИС-180	16	0,0051	0,0816
Датчик смещения вала		ДС-1	6	0,0016	0,0096
Датчик утечки			12	0,0016	0,0192
Датчик затопления насосной		ДПУ-1	1	0,0016	0,0016
Итого:					0,3494
Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,1398
Всего:					0,4892
19. Кустовая насосная станция (телемеханизированная)
Блок местной автоматики		БМА-1	6	0,0269	0,1614
Температурный блок		АКТТ-1	6	0,0014	0,0084
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	12	0,0035	0,0420
Расходомер		ДП-410	8	0,0032	0,0256
Устьевой расходомер нагнет. скв.		РНС-1-80	16	0,0051	0,0816
Блок телемеханики		ЛУР	1	0,0307	0,0307
Датчик смещения вала		ДС-1	6	0,0016	0,0096
Датчик утечки			12	0,0016	0,0192
Датчик затопления насосной		ДПУ-1	1	0,0016	0,0016
Итого:					0,3801
Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,1520
Всего:					0,5321	32
20. Водоперекачивающая и фильтровальная станция
Блок местной автоматики		БМА-1	10	0,0269	0,2690
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	16	0,0065	0,1040
Манометр эл. контактный		ЭКМ-1	50	0,0035	0,1750
PH-метр со вторичным прибором		ПВУ-01	2	0,0058	0,0116
Электронный расходомер-перепадомер со вторичным прибором		ДМ-ЭПИД ДМ-КСД-3	32	0,0115	0,3680
Итого:					0,9276
Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы)					0,232
Всего:					0,9508	33
21. Котельная с паровыми котлами, общей производительностью 15 т/час и выше
Щит автоматики		АПК-1	1	0,0326	0,0326
Датчик контроля пламени			4	0,0045	0,0180
Усилитель		УТ, УТ-ТС	4	0,0058	0,0232
Исполнительный механизм		ГИМ, ГИМ-Д, ГИМ-2Д, ГИМ-И	4	0,0048	0,0192
Сигнализатор давления		КП-9	4	0,0038	0,0152
Манометр электроконтактный		ЭКМ-1	4	0,0035	0,0140
Отсекатель газа			4	0,0173	0,0692
Тягонапоромер		ТН-1П	4	0,0026	0,0104
Расходомер		ДП-410	4	0,0032	0,0128
Датчик предельного уровня		ДПУ-1	4	0,0065	0,0260
Регулятор давления		РД	4	0,0013	0,0052
Сигнализатор горючих газов		СГГ-2	2	0,0160	0,0320
Всего:					0,2778	34
22. Котельная с водогрейными котлами, общей производительностью до 2 т/час
Манометр технический			7	0,0006	0,0042
Электроконтактный манометр		ЭКМ	4	0,0035	0,0140
Отсекатель газа			2	0,0173	0,0346
Щит автоматики			1	0,0345	0,0345
Исполнительный механизм		ГИМ	2	0,0048	0,0096
Сигнализатор уровня		МЭСУ	2	0,0026	0,0052
Тягонапоромер		ТНЖ-Н	4	0,0026	0,0104
Регулятор давления		РД	2	0,0013	0,0026
Всего:					0,1151	35
23. Компрессорные станции
Средства К и А, установленные на компрессоре ГТК-7/5
Щит автоматики,		ЩТ-ЗД	1		0,1303
в т.ч.:
а)	термопара	ТХК	12	0,0015	0,0180
б)	потенциометр многоточечный	ЭПП-09	1	0,0091	0,0091
в)	сигнализатор горючих газов	СГГ-2	1	0,0160	0,0160
г)	электронный регулятор	РПИК	1	0,0069	0,0069
д)	электрононтактный манометр	ЭКМ	4	0,0035	0,0140
е)	промежуточное реле	П-6	34	0,0004	0,0136
ж)	кнопка управления	КОЗ	30	0,0012	0,0360
з)	сигнализатор уровня	МЭСУ	3	0,0026	0,0078
и)	реле времени	РБП, ВС-10-64	2	0,0011	0,0022
к)	звуковая сигнализация	«Ревун»	1	0,0067	0,0067
Сигнализатор падения давления		СПДМ-100	1	0,0026	0,0026
Дифференциальное реле давления		ДРД-1	1	0,0026	0,0026
Местный щит управления,			1		0,0318
в т.ч.:
а)	дистанционный термометр	ТПГ-180	2	0,0011	0,0022
б)	регулятор производительности	ДМПК-100	2	0,0051	0,0102
в)	вторичный прибор	4РБ-32Б	2	0,0038	0,0076
г)	клапан регулирующий	ПРК	2	0,0022	0,0044
д)	электроприводная задвижка	ЭПЗ-2, 3	2	0,0037	0,0074
Датчик предельного уровня		ДПУ-10	1	0,0065	0,0065
Всего:					0,1738	36
Средства К и А, установленные на компрессоре 8ГК, РСК, ПК-100
Электроконтакный манометр		ВЭ-16РБ	3	0,0035	0,0105
Сигнальная арматура		СПУ-ВЗГ	3	0,0153	0,0459
Технический манометр			9	0,0006	0,0054
Всего:					0,0618	37
Общие средства К и А, установленные в компрессорной станции, оборудованной компрессорами ГТК-7/5
Щит общих параметров,		ЩТ-ПД-ОЛ			0,2474
в т.ч.:
а)	универсальный переключатель	УП	23	0,0010	0,0230
б)	сигнальная арматура		83	0,0012	0,0996
в)	кнопка управления	КОЗ	47	0,0012	0,0564
г)	промежуточное реле	П-6-в-52,	128	0,0004	0,0512
д)	реле времени	ВС-10-64	5	0,0011	0,0055
е)	реле температурное	ТР-3, РТ-230	8	0,0011	0,0088
ж)	устройство зажигания факелов		1	0,0029	0,0029
Сигнализатор уровня		ПШ-64	3	0,0026	0,0078
Датчик предельного уровня		ДПУ-10	3	0,0065	0,0195
Электроконтактный манометр		ЭКМ	16	0,0035	0,0560
Технический манометр			14	0,0006	0,0084
Сужающее устройство		ДКН	1	0,0013	0,0013
Расходомер		ДП-430	1	0,0032	0,0032
Всего:					0,3436	38
Общие средства К и А, установленные в компрессорной станции, оборудованной компрессорами 8 ГК, ДК-100, РСК
Сигнализатор уровня		ПШ-64	6	0,0026	0,0156
Автомат откачки		АО-5	2	0,0106	0,0212
Автоматическое управление воздушными компрессорами			2	0,0038	0,0076
Электроконтактный манометр		ЭКМ	2	0,0035	0,0070
Щит автоматики (нестандартный)			1	0,0691	0,0691
Звуковая сигнализация		«Ревун»	1	0,0067	0,0067
Всего:					0,1272	39

Таблица 72

ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН, НСУ)	Нормативы списочной численности на установку			№ норматива
	обслуживание	ремонт	всего
Одноблочная	1,5	2,5	4,0	1
Двухблочная	2,7	4,6	7,3	2
Трехблочная	4,0	6,6	10,6	3
	а	б	в

Таблица 73

МОНТАЖ И НАЛАДКА СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ

Выполняемая работа	Норматив списочной численности	№ норматива
Проведение пуско-наладочных работ и монтаж аппаратуры, средств и систем автоматизации и телемеханизации	10% от списочной нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием средств автоматизации и телемеханизации	1

X. Текущий ремонт скважин

Таблица 74

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ТЕКУЩЕМУ РЕМОНТУ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приведены в приложении 26

Выполняемая работа		Нормативы явочной численности на				№ норматива
		подготовку скважин к 100 текущим ремонтам при наличии подъемного сооружения			100 км переездов
		мачта (эклипс)	вышка 22 — 28 м	«Бакинец-2, -3»
Подготовка скважин, оборудованных СКН, при помощи подъемного сооружения:
а)	оснащенного талями	0,57	0,64	0,36	-	1
б)	не оснащенного талями	0,72	0,85	-	-	2
Глушение скважин, оборудованных СКН		0,157	0,157	0,157	-	3
Подготовка скважин, оборудованных ЭПН, и фонтанных при помощи подъемного сооружения:
а)	оснащенного талями	0,99	1,06	0,78	-	4
б)	не оснащенного талями	1,14	1,27	-	-	5
Монтаж, демонтаж подъемного сооружения		-	-	0,58	-	6
Переезд подготовительной бригады к ремонтируемым скважинам при оснащении бригады:
а)	подъемным сооружением, культбудкой, инструментальными санями	-	-	-	0,038	7
б)	культбудкой и инструментальными санями	-	-	-	0,030	8
		а	б	в

Примечания:

1. Норматив численности на подготовку скважин к текущему ремонту при погрузке насосно-компрессорных труб автокраном и транспортировке их трубовозом уменьшается на 0,145 (нормативы № 1 — 2, 4 — 5).

2. Для районов северо-восточных и с трудно проходимыми дорогами (барханы, соры, болота) нормативы численности № 1 — 3 увеличиваются на 0,06.

3. Нормативная численность рабочих на переезды подготовительных бригад к ремонтируемым скважинам определяется умножением суммарного годового километража переездов на норматив численности и делением на 100. Суммарное годовое расстояние переездов может быть определено делением суммарного расстояния переездов за какой-либо месяц на количество ремонтов, произведенных в данный месяц, и умножением на годовое количество ремонтов.

Таблица 75

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Виды ремонтов		Нормы обслуживания на 1 смену (без машиниста подъемника) на скважинах, оборудованных:		№ норматива
		СКН, ЭПН с дистанционным пультом управления автонаматывателем; фонтанных	ЭПН без дистанционного пульта управления автонаматывателем
1		2	3	4
Все виды ремонта (кроме оттартывания жидкости и чистки песчаных пробок):
а)	при работе с насосно-компрессорными трубами до 4»	2	3	1
б)	при работе с 4» насосно-компрессорными трубами	3	4	2
Чистка песчаных пробок, оттартывание жидкости желонкой менее 6»:
а)	при работе с насосно-компрессорными трубами до 4»	1	2	3
б)	при работе с 4» насосно-компрессорными трубами	2	3	4
		а	б

Примечания:

1. Кроме того машинист подъемника — 1 в смену на подъемник.

2. Нормы обслуживания используются для расстановки рабочих по рабочим местам (нормативная численность определяется по табл. 76).

Таблица 76

ПРОИЗВОДСТВО ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Состав вахты (без машинистов подъемников), чел.	Норматив явочной численности на 1000 вахто-часов (без машинистов подъемников)		№ норматива
	прерывное производство	непрерывное производство
1	0,48	0,33	1
2	0,96	0,67	2
3	1,44	1,00	3
4	1,92	1,34	4
	а	б

Примечание.

Кроме того машинист подъемника — 1 в смену на подъемник.

XI. Капитальный ремонт скважин

Таблица 77

СООРУЖЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ВЫШЕК, ПОДЪЕМНЫХ МАЧТ И ТРЕНОГ

Сборка и разборка	Нормативы явочной численности бригады	№ норматива
Эксплуатационных вышек	6	1
Подъемных мачт; треног	4	2

Таблица 78

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ И ТРАНСПОРТИРОВКА (СОПРОВОЖДЕНИЕ) ГРУЗОВ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приведены в приложениях 27-а и 27-б

Вид ремонта	Нормативы явочной численности							№ норматива
	На 10 подготовок скважин к капитальным ремонтам при наличии подъемного сооружения						транспортировка (сопровож.) на 10 км
	вышка, м			мачта (эклипс)	ПТМТ-40	А-40, А-50; Бакинец-3, Азинмаш 43А
	14	22 — 24	41
Зарезка 2-го ствола в скважине	1,04	1,06	1,09	1,04	1,01	1,06	0,09	1
Ловильные работы	0,21	0,22	0,25	0,21	0,18	0,23	0,02	2
Изоляционно-оздоровительные и возвратные работы	0,16	0,18	0,20	0,16	0,13	0,18	0,02	3
Смоляная и соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины	0,16	0,18	0,21	0,17	0,14	0,19	0,01	4
Гидроразрыв пласта и гидропескоструйная перфорация	0,16	0,18	0,20	0,16	0,13	0,18	0,01	5
	а	б	в	г	д	е	ж

Примечание.

Количество подготовок для определения нормативной численности принимается равным количеству капитальных ремонтов скважин.

Таблица 79

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Категория сложности ремонта		Нормы обслуживания (без машиниста подъемника, дизелиста) на 1 смену при ремонте скважин		№ норматива
		по полному циклу	по неполному циклу
1		2	3	4
С передвижного подъемника, установок А-80, А-50, А-40
I категория
При работе штангами и насосно-компрессорными трубами до 3,5» включительно при глубине скважины до 1500 м включительно		3	2	1
При работе бурильными, 4» насосно-компрессорными трубами с мостков или с установкой труб за палец при глубине скважины до 1500 м включительно		4	3	2
II категория
При работе штангами и насосно-компрессорными трубами до 3,5» включительно при глубине скважины от 1501 м и более		3	2	3
При производстве сложных ремонтов с применением штанг и насосно-компрессорных труб до 3,5» включительно (независимо от глубины скважины)		3	2	4
При работе бурильными, 4» насосно-компрессорными трубами с мостков или с установкой труб за палец при глубине скважины от 1501 м и более и на сложных ремонтах (независимо от глубины скважины)		4	3	5
С бурового станка:
I категория
При работе глубинно-насосными штангами и насосно-компрессорными трубами до 3,5» включительно при глубине скважины до 1500 м		4	3	6
При работе бурильными, 4» насосно-компрессорными трубами с мостков или с установкой труб за палец при глубине скважины до 1500 м		5	4	7
II категория
При ремонте скважины глубиной от 1501 м и более и на сложных ремонтах независимо от глубины скважин		5	4	8
Оттартывание жидкости:
а)	с передвижного подъемника или стационарного оборудования (электропривод)	1	1	9
б)	со стационарного оборудования (дизельный привод)	2	2	10
		а	б

Примечания:

1. При спуске или подъеме обсадной колонны норма обслуживания увеличивается на 1 чел. в смену.

2. Кроме того, машинист подъемника (дизелист) — 1 чел. в смену на подъемник или станок на дизельном приводе.

3. Нормы обслуживания используются для расстановки по рабочим местам (нормативная численность определяется по таблице 80).

Таблица 80

ПРОИЗВОДСТВО КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Состав вахты (без машинистов подъемников, дизелистов), чел.	Нормативы явочной численности на 1000 вахто-часов (без машинистов подъемников, дизелистов)		№ норматива
	прерывное производство	непрерывное производство
1	0,48	0,33	1
2	0,96	0,67	2
3	1,44	1,00	3
4	1,92	1,34	4
5	2,40	1,67	5
	а	б

Примечание.

Кроме того, машинист подъемника (дизелист) — 1 в смену на подъемник или станок на дизельном приводе.

XII. Пароводоснабжение

Таблица 81

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ (КОТЛОВ, ПИТАТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ, НАСОСОВ, ЭКОНОМАЙЗЕРОВ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ, АРМАТУРЫ, ФИЛЬТРОВ, КОНДЕНСАЦИОННЫХ БАКОВ, ТРУБОПРОВОДОВ И Т.П.)

Выполняемая работа		Нормы обслуживания на 1 смену	№ норматива
1. Обслуживание работающих котлов:
1 — 2		1	1
3 — 9		2	2
10 — 12		3	3
2. Подготовка воды в котельной:
а)	с помощью соды	0,5 (в дневную смену)	4
б)	с помощью соды и натрикатионитовых фильтров при количестве котлов
1 — 6		1 (в дневную смену)	5
7 и более		1	6

Таблица 82

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ, ВОДООЧИСТНЫХ СТАНЦИЙ, ВОДО-ГАЗО-ВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ БУДОК

№ п/п	Обслуживаемые объекты	Нормы обслуживания на 1 смену
1.	Насосная станция водоснабжения, канализации	См. табл. 16, 20
2.	Водоочистные станции	См. табл. 22
3.	Водо-газо-воздухораспределительные будки	См. табл. 25

Таблица 83

ОБСЛУЖИВАНИЕ ХЛОРАТОРНЫХ УСТАНОВОК

Обслуживаемое оборудование	Норма обслуживания на 1 смену	№ норматива
Хлораторы типа ЛОНИИ-100, аммонизаторы ЛОНИИ-100, дехлораторы типа ЛОНИИ-100, вентиляторы, весы, баки, растворители, насосы, резервуары для воды	1	1

Примечание.

Хлораторная, в которой работает не более двух хлораторов, расположенная в одном здании с насосной станцией, обслуживается машинистом насосной станции.

XIII. Производство лабораторных работ

Таблица 84

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЛАБОРАТОРИИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ПО КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА НЕФТИ

Обслуживаемые объекты			Нормы обслуживания		№ норматива
			на 1 смену	кроме того в дневную смену
1	Резервуарные парки с количеством установок по подготовке нефти:
	а)	одна деэмульсационная установка	-	1	1
	б)	две деэмульсационные установки или одна УКПН, или одна ЭЛОУ	1	-	2
	в)	три и более деэмульсационные установки или 2 — 3 УКПН, или 2 — 3 ЭЛОУ	2	-	3
2.	Резервуарные парки со сдачей товарной нефти в сутки (тонн) при отсутствии установок по подготовке нефти:
	а)	от 500 до 5000	-	1	4
	б)	5000 и более	1	-	5
			а	б

Примечание. Если в резервуарных парках с одной установкой по подготовке нефти или с объемом сдаваемой нефти от 500 до 5000 т в сутки сдача нефти производится круглосуточно, предусматривается 1 лаборант в каждую смену.

Таблица 85

ПРОИЗВОДСТВО ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ

Выполняемая работа										Нормативы явочной численности на 100 работ (анализов)	№ норматива
1										2	3
Подготовительные работы
Приготовление растворов (трилон «Б», пирогаллол «А», буферный раствор, хром темно-синий, хромоген черный, дивинил карбозита KOH, HNO3, NaS3O2, HCl, Ag(NO3)2, I, CaCl2, BaCl2, Hg(NO3)2, NaOH и другие:
а)	без взвешивания составляющих компонентов									0,0288	1
б)	со взвешиванием составляющих компонентов									0,0581	2
Проверка поглотительной способности растворов при определении углекислоты щелочью и кислорода пирогаллолом «А» на анализаторах типа ХТ-4 или ХЛ-2										0,0576	3
Измельчение сорбентов для заполнения хроматографических колонок:
а)	на измельчение 30 — 50 г окиси алюминия, активированного угля, цеолитов («молекулярные сита»)									0,2400	4
б)	на измельчение 20 — 40 г инзенского кирпича									0,1920	5
в)	на измельчение 100 — 150 г сферохрома или трепела закеевского карьера или 500 г селикогеля									0,5184	6
Обработка измельченных сорбентов реактивами:
а)	окись алюминия (30 — 50 г)									0,2496	7
б)	активизированный уголь (30 — 50 г)									0,0960	8
в)	цеолиты («молекулярные сита»)									0,1680	9
г)	инзенский кирпич (20 — 40 г)									0,1630	10
д)	сферохром или трепел закеевского карьера (100 — 150 г) или селиногель (400 г)									0,6721	11
Анализы нефти
Отбор проб:
а)	в бутылку									0,0106	12
б)	в пробоотборник									0,0374	13
Определение температуры пробы нефти термометром										0,0072	14
Подогрев нефти в термостате для производства анализов:
а)	с одной навеской									0,0240	15
б)	при нагреве большого количества навесок									0,0288	16
Определение температуры застывания нефти пробирочным способом (ГОСТ 8513-57):
а)	без подогрева									0,0360	17
б)	с подогревом									0,0624	18
Определение температуры вспышки нефти в закрытом тигле (ГОСТ 6356-52):
А.	На приборе Мартено-Пенского
а)	для нефти с температурой вспышки до 50 °C									0,0576	19
б)	для нефти с температурой вспышки св. 50 °C									0,0816	20
Б.	На приборе ПВМН:
а)	для нефти с температурой вспышки до 50 °C									0,0528	21
б)	то же, свыше 50 °C									0,0768	22
в)	для газового конденсата									0,0384	23
Определение температуры вспышки в открытом тигле на аппарате Бренкина (ГОСТ 4333-48)										0,0336	24
Определение температуры эмульсии на устье скважины термометром										0,0067	25
Определение плотности (удельного веса) нефти (ГОСТ 3900-47):
А.	Ареометром									0,0144	26
Пикнометром
а)	при 20 °C									0,0480	27
б)	при 70 °C									0,0624	28
В. Определение водного числа пикнометра
										а)	при 20 °C
0,0470	29									б)	при 70 °C
0,0614	30									Отделение нефти от воды в делительных воронках:
										а)	с подогревом нефти
0,0336	31									б)	без подогрева нефти
0,0240	32									Определение процентного содержания воды в нефти:
										А.	Методом перегонки на аппарате Дина-Старка
0,0576	33									Б.	Методом отстоя с последующей перегонкой на аппарате Дина-Старка
0,0720	34									В.	Методом центрифугирования с подогревом
0,0240	35									Г.	На приборе ВЭН-2
0,0192	36									Д.	На приборе ИПЭ-1
0,0096	37									Определение механических примесей в нефти (ГОСТ-6370-59):
										а)	нефть с малым содержанием парафина, смол и механических примесей
0,1200	38									б)	нефть с большим содержанием парафина, смол и механических примесей
0,1680	39									Определение кинематической вязкости нефти в вискозиметрах Оствальда или Пинкевича при температуре 20° — 50 °C (ГОСТ 33-66):
										а)	при времени
истечения до 5 мин.	0,1200				40					б)	«»
от 6 до 10 мин.	0,1248				41					в)	«»
свыше 10 мин.	0,1296				42					При использовании химических стаканов в качестве термостата
										а)	при времени
истечения до 5 мин.	0,0960				43					б)	«»
от 6 до 10 мин.	0,1000				44					в)	«»
свыше 10 мин.	0,1037				45					Определение условной вязкости нефти при помощи вискозиметра типа ВУ (ГОСТ 6258-52):
										а)	при времени
истечения до 5 мин.	0,0576				46					б)	«»
от 6 до 10 мин.	0,0624				47					в)	«»
свыше 10 мин.	0,0672				48					Определение условной и динамической вязкости нефти аналитическим способом (по таблицам)	0,0048
49										Определение содержания хлористых солей в нефти:
										А.	В воронке с винтовой мешалкой (ГОСТ 2401-62)
										При отсутствии сероводорода в нефти и:
										а)	содержание хлористых солей в нефти:
										А.	В воронке с винтовой мешалкой (ГОСТ 2401-62)
										При отсутствии сероводорода в нефти и:
										а)	содержание
хлористых солей	до 500 мг/л			0,0816					50	б)	содержание
хлористых солей	от 500 мг/л до 5000 мг/л			0,0864					51	в)	-«-»
-«-»	свыше 5000 мг/л			0,0960					52	При наличии сероводорода в нефти и:
										а)	содержание
хлористых солей	до 500 мг/л			0,0898					53	б)	-«-»
-«-»	от 500 до 5000 мг/л			0,0950					54	в)	-«-»
-«-»	свыше 5000 мг/л			0,1056					55	Б.	На приборе ЛАС-1
0,0240	56									В.	На экстракторе
0,0960	57									Г.	Методом перегонки по Дину-Старку
0,0672	58									Определение коксуемости нефти (ГОСТ 5987-51)	0,1008
59										Определение содержания серы в нефти:
										А.	Методом ВТИ (ГОСТ 1431-64)
0,1584	60									Б.	Методом двойного сожжения
0,0816	61									В.	Ускоренным методом сжигания в трубчатых печах (ГОСТ 1437-56)
0,1104	62									Г.	Хроматным способом (ГОСТ 1431-64)
0,1536	63									Д.	По методу Эшка
0,1536	64									Е.	По методу ВНИИ НП
0,1632	65									Ж.	Методом сжигания в калориметрической бомбе (ГОСТ 3877-49)
0,1680	66									Определение смолистых веществ:
										А.	Сернокислотным способом (ГОСТ 2550-44)
											а) для низкосмолистых нефтей
0,0768	67										б) для высокосмолистых нефтей
0,0960	68									Б.	Адсорбционным способом (по Маркуссону) после предварительного определения асфальтенов горячим способом Гольде
0,4993	69									Определение содержания асфальтенов горячим способом Гольде	0,1728
70										Определение содержания парафинов в нефти способом вымораживания в спиртоэфирной или другой смеси	0,2880
71										Определение кислотности нефти:
										А.	Методом нейтрализации (ГОСТ 5985-59)
0,0432	72									Б.	Методом потензиометрического титрования (ГОСТ 11362-65)
0,2544	73									Определение оптической плотности нефти фотоэлектроколориметром (ГОСТ 8933-58)	0,0336
74										Для скважин с совместной эксплуатацией 2 пластов	0,0384
75										Определение фракционного состава нефти (ГОСТ 2177-66)	0,0576
76										Определение химического состава нефти на приборе ХТ-2МУ	0,0672
77										Разгонка нефти на хроматографе ХЛ-6	0,1920
78										Определение потерь нестабильных (легких) фракций нефти по способу Валявского-Бударова (ГОСТ-6668-53)	0,1008
79										Доведение фильтров	до постоянного веса
0,0048					80					-«-»	с сумкой фильтров
0,0288					81					Определение концентрации раствора деэмульгатора	0,0384
82										Определение концентрации щелочи	0,0192
83										Вакуумная разгонка нефти	0,1728
84										Определение содержания парафинов в нефти способом Энглера-Гольде	0,1824
85										Определение содержания парафинов в нефти способом Энглера-Гольде с попутным определением кокса	0,1968
86										Определение содержания парафинов в нефти способом ВНИИ НП с ускоренным методом обессоливания нефти серной кислотой	0,1920
87										Определение температуры плавления парафинов термометром Жукова	0,0144
88										Определение элементарного состава нефти (нефтепродуктов, нефтяных фракций, углеводородных групп, смолисто-асфальтеновых компонентов)	0,2640
89										Определение содержания азота в нефти по методу Къельдаля	0,1776
90										Определение содержания бензинов в нефти по методу Гадаскина:
										а)	при перепаде
температур	с крайним пределом 150°			0,1440				91		б)	-«-»
-«-»	300°			0,2400				92		Прием пробы нефти от заказчика	0,0144
93										Сушка нефти хлористым кальцием без нагрева с фильтрованием через хлористый натрий:
										а)	малосмолистой нефти
0,0576	94									б)	высокосмолистой тяжелой нефти
0,0960	95									Сушка нефти хлористым кальцием на водяной бане с обратным холодильником:
										а)	малосмолистой, маловязкой нефти
0,0480	96									б)	смолистой и малопарафинистой нефти
0,0960	97									в)	высокосмолистой заэмульгированной с посторонними примесями нефти
0,0528	98									Деэмульгирование нефти при помощи нейтрализованного черного контакта в аппарате Дина-Старка:
										а)	при однократной деэмульгации
0,0480	99									б)	при 2-кратной деэмульгации
0,0720	100									в)	при 3-кратной деэмульгации
0,0960	101									Анализы газов
										Отбор пробы (ГОСТ 5580-56):
										а)	в бутылку
0,0048	102									б)	в пробоотборник или резиновую подушку
0,0144	103									в)	в раствор уксусно-кислого кадмия в склянки Дрекселя
0,0768	104									Определение сероводорода в отобранной пробе газа методом титрования	0,0144
105										Определение удельного веса пробы газа пикнометром	0,0624
106										Определение содержания сероводорода и паров бензина в газовоздушной среде на приборе УГ-2	0,0197
107										Анализ газа на газоанализаторе типа ВТИ-2 с определением суммы кислотных газов (H2S, CO2 и др.), горючих газов, а также суммы азота и инертных газов	0,1824
108										Предварительный контрольный анализ воздуха	0,2352
109										Сокращенный анализ газа на приборе ВТИ-2 с определением O2, CO, CO2, H2 или определение коэффициента избытка воздуха в печах (ГОСТ 5439-56)	0,0528
110										Предварительный контрольный анализ воздуха	0,1056
111										Определение химического состава газов на хроматографе объемным определением выделенных компонентов (H2S, CO2, O2, N2, CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14):
										А.	На хроматографе конструкции НГДУ «Кинельнефть»
0,3072	112									Б.	На хроматографе типа ХЛ-2, ХЛ-3
0,1248	113									Определение фракционного состава углеводородных газов на газоанализаторах типа ХТ-2М, ХЛ-3, ХЛ-4, ХЛ-5 с определением углеводородных компонентов (CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14) (ГОСТ 10679-63)	0,0480
114										Определение химического состава газа на хромотографе УХ-2	0,1152
115										Определение содержания влаги в газе	0,0768
116										Определение фракционного состава углеводородных газов на приборе ЦИАТИМ-51 (разгонка газа)	0,3120
117										Определение фракционного состава углеводородных газов на хроматографе ГСТЛ-3 (разгонка газа) с определением CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14:
										а)	анализируемого газа
0,0720	118									б)	«холостого» (ориентировочного) анализа газа
0,1344	119									Определение углеводородных компонентов с выделением изомерных соединений на газожидкостном хроматографе типа УХ-1, ХЛ-3, ХЛ-4, ХЛ-5, ПХ-2 и др.	0,1056
120										Выделение легкой фракции природных газов и определение составляющих ее компонентов (O2, N2, CH4, CO, H2) на газоадсорбционном хроматографе с сорбентом «молекулярные сита» типа УХ-1, ХЛ-4, ПХ-2 и др.	0,0672
121										Определение фракционного состава углеводородных газов (предельных и непредельных углеводородов и изомеров) на хроматографах с пламенно-ионизационными детекторами типа ДИП-1, «Геохимик» и др. (разгонка газа)	0,0720
122										Определение фракционного состава углеводородных газов на хроматермохимическом газоанализаторе ХТХГ-1 (разгонка газов); определяются: H2CO, CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14	0,1104
123										Определение углекислоты и кислорода поглощением (углекислоты — раствором щелочи, кислорода — раствором пирогаллола «А» в пипетках Гемпеля (или подобных им) на хроматографах типа ХТ-4, ХЛ-2	0,0480
124										Определение гелия и оргона на хроматографах (детектором «Катарометр» (УХ-1, ХЛ-4, ПХ-2 и др.)	0,1440
125										Определение суммы легких и тяжелых инертных газов на приборе Хлопина-Герлинга	0,1920
127										Прием от заказчика проб газа и регистрация их	0,0144
128										Перевод отобранных проб газа из емкостей (бутылок) в газометры	0,0058
129										Анализы бензина и керосина
										Отбор пробы:
										а)	в бутылку
0,0058	130									б)	в пробоотборник
0,0062	131									Определение удельного веса нестабильного бензина аналитическим методом (по Клайперону)	0,0288
132										Определение удельного веса стабильного бензина ареометром	0,0096
133										Определение сероводорода в бензине	0,0288
134										Определение химического состава нестабильного бензина, хранящегося в бензоемкостях с помощью хроматографа ХЛ-3 или ХЛ-4	0,1200
135										Выписка паспортов на бензин	0,0048
136										Определение кислотного числа	0,0144
137										Определение индукционного периода	0,0624
138										Определение упругости паров бензина	0,0528
139										Определение содержания серы	0,1392
140										Определение активных соединений серы в бензине методом воздействия на медную пластину (ГОСТ 6321-52)	0,0720
141										Определение содержания смол	0,1104
142										Определение нейтральной среды в бензине	0,0048
143										Определение вспышки керосина	0,0192
144										Определение цвета керосина	0,0048
145										Анализы дизельного топлива
										Определение фракционного состава методом разгонки	0,0192
146										Определение	температуры помутнения
0,0672		147								-«-»	йодного числа
0,0240		148								-«-»	содержания серы
0,1824		149								-«-»	содержания золы
0,0288		150								-«-»	-«- смол»
0,0480		151								-«-»	кислотного числа топлива
0,0192		152								-«-»	среды топлива
0,0144		153								-«-»	процентного содержания вода:
										А.	Методом перегонки на аппарате Дина-Старка
0,0576	154									Б.	Методом отстоя с последующей перегонкой на аппарате Дина-Старка
0,0720	155									В.	Методом центрифугирования с подогревом
0,0240	155									Г.	На приборе ВЭН-2
0,0192	157									Д.	На приборе МПЭ-1
0,0096	158									Определение	температуры
застывания		0,0288				159				-«-»	-«-»
вспышки		0,0144				160				-«-»	вязкости
0,0067		161								-«-»	удельного веса
0,0096		162								Анализы трансформаторного масла
										Определение удельного веса масла ареометром:
										а)	при нагревании
навески	до 20 °C			0,0096			163			б)	-«-»
-«-»	до 50 °C			0,0192			164			Определение кинематической вязкости масла в вискозиметрах Оствальда или Пинкевича:
										а)	при нагревании
навески	до 20 °C			0,0480			165			б)	-«-»
-«-»	до 50 °C			0,0720			166			Определение	условной вязкости
0,0010		167								-«-»	содержания механических примесей
0,0480		168								Определение температуры вспышки масла в закрытом тигле	0,0768
169										Определение кислотности и щелочности масла	0,0432
170										Определение	кислотного числа
масла		0,0480					171			-«-»	-«-»
натровой пробы масла		0,0336					172			Определение прозрачности масла	0,0240
173										Нагрев воды в термостате для производства анализов:
										а)	при нагреве
до 20 °C	0,0048		174							б)	-«-»
до 50 °C	0,0144		175							Анализы воды
										Отбор пробы	0,0048
176										Подготовка пробы воды к шестикомпонентному анализу	0,0144
177										Подготовка пробы пластовой воды к шестикомпонентному анализу (нефть с малым содержанием воды)	0,0432
178										Приготовление дистиллированной воды	0,0240
179										Определение удельного веса (плотности) воды
										А.	Пикнометром
0,0240	180									Б.	Ареометром
0,0240	181									Определение вязкости пластовых и сточных вод	0,0240
182										Определение наличия масла в воде	0,0048
183										Определение поверхностного натяжения вод на границе керосин-вода	0,0720
184										Определение содержания нефтепродуктов (углеводородов):
										А.	Экстрагированием:
на 1-е экстрагирование	0,0192				185					на каждое последующее экстрагирование	0,0336
					186					Б.	На приборе ФЭК
0,0288	187									Определение содержания поверхностно-активных веществ (ПАВ) методами поверхностного натяжения и химическим	0,0720
188										Определение содержания механических примесей:
										а)	для пресных вод
0,0288	189									б)	для дренажных и сточных вод
0,0960	190									Определение содержания сухого остатка (солей) в воде	0,0672
191										Определение содержания солей	0,0480
192										Определение сульфата «SO4» в воде весовым методом	0,0960
193										Определение общей жесткости воды	0,0192
194										- при шестикомпонентном анализе	0,0288
195										Определение жесткости воды олеатным методом	0,0096
196										Определение карбонатности (общей щелочности) воды	0,0192
197										Определение	относительной щелочности
0,0096		198								-«-»	содержания свободной угольной кислоты в воде
0,0480		199								Определение окисляемости вод из пресных водоемов	0,0480
200										Определение хлор-иона в воде	0,0144
201										Определение иона аммония в пластовых и сточных водах	0,0384
202										Определение	сероводорода в воде
0,0192		203								-«-»	содержания аммиака
0,0240		204								-«-»	кислорода в воде
0,0720		205								-«-»	содержания железа:
										А.	Калориметрическим методом
0,0240	206									Б.	Раданометрическим методом
0,0192	207									Подготовка пластовой воды для определения брома и йода	0,0096
208										Определение содержания брома и йода в воде	0,0547
209										Определение фенола в пробах пластовых и сточных вод	0,0624
210										Определение индекса насыщения (стабильности) вод	0,0480
211										Определение водородного показателя
										А.	При помощи прибора PH-метра
0,0240	212									Б.	При помощи универсального и эталонного индикаторов
0,0192	213									В.	При помощи универсальной индикаторной бумаги
0,0048	214									Выписка паспортов на воду после шестикомпонентного анализа	0,0058
215										Анализы цемента
										Приготовление цементного раствора для испытаний	0,0144
216										Определение удельного веса цементного раствора ареометром	0,0048
217										Определение растекаемости цементного раствора при помощи конуса АзНИИ	0,0058
218										Определение начала и конца схватывания цементного раствора при помощи прибора «Игла-Вика»	0,0288
219										Определение начала затвердевания цементного раствора при помощи коксистометра КЦ-3	0,1104
220										Приготовление цементного камня:
										а)	одна навеска из трех образцов
0,0192	221									б)	при большем количестве образцов в одной навеске
0,0286	222									Испытание цементного камня на излом:
										А.	На приборе МИИ-100
0,0058	223									Б.	На рычажных весах
0,0144	224									Определение	тонкости помола цемента
0,0960		225								-«-»	нормальной густоты теста на приборе Вика
0,0096		226								Определение равномерности изменения объема цементного теста	0,0048
227										Определение удельного веса цемента пикнометром	0,0288
228										Определение удельного веса цемента в волнометре Ле-Шателье и Кандло	0,0480
229										Определение предела прочности на изгиб при помощи прибора Михаэлиса
										а)	одна навеска из трех образцов
0,0240	300									б)	при большем количестве образцов в одной навеске
0,0336	301									Определение предела прочности при одноосном сжатии	0,0192
302										Проба лепешек из цементного теста кипячением	0,1920
303										Отбор средней пробы цемента квартованием	0,0096
304										Подготовка «Кольца Вика» к заполнению цементным раствором (тестом)	0,0048
305										Подготовка форм к заполнению цементным раствором для получения образцов, подлежащих испытанию на изгиб и сжатие	0,0144
306											Примечание:

1. К нормативам численности применяется коэффициент 0,85, учитывающий перекрывающееся время при производстве анализов (производство одноименных анализов на нескольких аппаратах одновременно и т.п.).

2. Численность аппаратчиков химводоочистки, производящих анализы воды в котельных, лаборантов водоочистных станций, лаборантов резервуарных парков по данным нормативам не подсчитывается.

XIV. Остеклование, покрытие бакелитовыми лаками насосно-компрессорных труб

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приведены в приложении 28.

Таблица 86

№ п/п	Выполняемая работа	Нормативы явочной численности на 1000 м труб	№ норматива
		Остеклование труб	0,101
	Покрытие бакелитовыми лаками	0,085	2

XV. Сбор и сдача металлолома

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приведены в приложении 29

Таблица 87

Наименование работ		Ед. изм.	Нормативы явочной численности на ед. измерения	№ норматива
Разделка металлолома огневой резкой		100 т	0,071	1
Погрузочно-разгрузочные работы:
немеханизированным способом		-«-»	0,057	2
механизированным способом		-«-»	0,007	3
Сопровождение металлолома при транспортировке:
а)	при I категории эксплуатации дорог грузоподъемность машины
5 т		100 т на 10 км	0,013	4
7 т		-«-»	0,009	5
б)	при II категории эксплуатации дорог грузоподъемность машины
5 т		-«-»	0,017	6
7 т		-«-»	0,012	7
в)	при III категории эксплуатации дорог грузоподъемность машины
5 т		100 т на 10 км	0,020	8
7 т		-«-»	0,015	9

XVI. Ремонт и уборка производственных, служебных и бытовых помещений

Таблица 88

РЕМОНТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Выполняемая работа	Нормативы списочной численности на 1 тыс. руб. годового объема строительно-ремонтных работ при объеме работ в год, тыс. руб.				№ норматива
	до 5,0	5,1 — 20,0	20,1 — 40,0	свыше 40
Ремонт производственных помещений и зданий	0,45	0,35	0,27	0,20	1
	а	б	в	г

Таблица 89

УБОРКА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Цехи (участки)	Убираемая площадь, тыс. м2	Нормативы явочной численности на одну смену при количестве производственных рабочих, чел.					№ норматива
		20 — 50	51 — 75	76 — 125	126 — 175	Свыше 175
1	2	3	4	5	6	7	8
Механический, ремонтный	До 0,5	0,8	1,1	1,7	-	-	1
	0,6 — 1,0	1,1	1,4	2,0	2,8	-	2
	1,1 — 1,5	1,4	1,7	2,3	3,1	4,1	3
	1,6 — 2,0	1,7	2,0	2,6	3,4	4,4	4
	2,1 — 3,0	2,0	2,4	3,0	3,8	4,8	5
	3,1 — 4,0	2,3	2,7	3,3	4.1	5,1	6
	4,1 — 5,0	2,6	3,0	3,6	4,4	5,4	7
	Свыше 5,0	2,9	3,3	3,9	4,8	5,7	8
Сварочный	До 0,5	0,4	0,6	0,9	-	-	9
	0,6 — 1,0	0,6	0,8	1,0	1,1	-	10
	1,1 — 1,5	0,8	0,9	1,1	1,2	1,3	11
	1,6 — 2,0	0,9	1,1	1,2	1,3	1,4	12
Сварочный	2,1 — 3,0	1,0	1,2	1,3	1,4	1,5	13
	3,1 — 4,0	1,1	1,3	1,5	1,6	1,7	14
	4,1 — 5,0	1,3	1,5	1,7	1,8	1,9	15
	Свыше 5,0	1,4	1,6	1,8	1,9	2,0	16
Кузнечно-прессовый	До 0,5	0,6	0,7	0,9	-	-	17
	1,6 — 1,0	0,8	0,9	1,1	1,5	-	18
	1,1 — 1,5	0,9	1,0	1,2	1,6	1,8	19
	1,6 — 2,0	1,0	1,1	1,3	1,7	1,9	20
	2,1 — 3,0	1,1	1,2	1,4	1,8	2,0	21
	Свыше 3,0	1,2	1,4	1,6	2,0	2,2	22
		а	б	в	г	д

Таблица 90

УБОРКА СЛУЖЕБНЫХ И БЫТОВЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Наименование помещения	Нормативы явочной численности на 1000 м2 помещения на 1 смену	№ норматива
Служебные (контора, медпункт, красный уголок и т.п.)	2,3	1
Бытовые (санузлы, душевые и т.п.)	2,8	2

XVII. Материально-техническое обеспечение

Таблица 91

Выполняемая работа	Нормативы списочной численности на 1 скважину эксплуатационного фонда	Примечание
Получение грузов с баз Управления производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования, погрузка и доставка груза на рабочие места	0,0096	Нормативная численность определяется, если базами производственно-технического обеспечения не производится доставка грузов на рабочие места

Раздел II. УКАЗАНИЯ О ПОРЯДКЕ ПОДСЧЕТА НОРМАТИВНОЙ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ

Для определения нормативной численности рабочих нефтегазодобывающих управлений и сбора данных, необходимых для расчетов (годовые объемы работ, количество работающего оборудования и др.) рекомендуются формы, приведенные в настоящем разделе.

При подсчете среднесписочной годовой нормативной численности следует иметь в виду:

1. Учитываются объемы работ на год или оборудование «в работе» за год, т.е. с учетом периода работы в течение года вновь вводимого или прекращающего работу оборудования.

2. Определяется среднее расстояние между скважинами как частное от деления общей протяженности маршрута оператора по добыче нефти (в км) на число скважин действующего фонда, закрепленных за ним. В протяженность маршрута включаются переходы ко всем объектам, нанесенным на маршрутную карту оператора (скважина, куст скважин, групповая установка, трап, мерник, насос, будка и т.п.), кроме переходов к скважинам, отдаленным от основной группы скважин на 3 км при резкопересеченной местности, 4 км при пересеченной и на 5 км при равнинной местности.

Переходы, нанесенные на маршрутную карту, определяются по их действительной протяженности (уклон, извилистость и др.), а не по прямой между точками. За делитель принимаются не все объекты, перечисленные выше, а только действующий фонд скважин. Среднее расстояние между скважинами по РИТС или НГДУ в целом определяется суммированием данных о протяженности маршрута операторов по добыче и делением этой суммы на число скважин всего действующего фонда, закрепленных за теми же операторами, независимо от метода эксплуатации и от оборудования скважин.

3. Определяется среднесписочная годовая нормативная численность рабочих. Для работ, нормативы по которым рассчитаны как явочные, следует пользоваться коэффициентами перехода от явочной к списочной численности. Для этой цели норматив явочной численности первоначально умножается на соответствующий объем работ, на число смен обслуживания, а затем на коэффициент, определяющий переход к списочной численности. В каждой форме для расчета нормативной списочной численности приводится ссылка на коэффициент. Переходные коэффициенты рассчитываются на месте по данным предприятий. Для условий прерывного и непрерывного производства применяются различные коэффициенты.

В формах расчета нормативной численности принято, если оборудование работает в одну смену или две смены, это прерывное производство и к нормативам следует применять коэффициент перехода к списочной численности для прерывного производства. Если оборудование работает в три смены, это непрерывное производство, и соответственно применяется коэффициент для условий непрерывного производства.

Формулы переходных коэффициентов

1. К нормативам численности в условиях непрерывного производства (работы производятся в выходные и праздничные дни), рассчитанным по годовым затратам труда

\text{К } = \frac{\text{Т}}{\text{Т } - \text{А}} ,(I)

где: T — время обслуживания оборудования (производства работ) в год, равное 365 дням;

А — количество дней невыходов на работу, приходящихся в среднем на одного рабочего:

А = О + Р + Б + Г + МЛ + В,

где: О — число дней отпуска очередного и дополнительного (за учебу, за вредные условия, стаж работы и др.), предусмотренных законом, кроме отпусков, представляемых без сохранения заработной платы. Определяется на основании приказа по предприятию.

Р — число дней отпуска в связи с беременностью и родами. Определяется на основании листов нетрудоспособности.

Б — число дней болезни. Определяется аналогично Р.

Г — число дней выполнения государственных и общественных обязанностей (посещение военкомата, участие на совещаниях, соревнованиях, нахождение на сельскохозяйственных работах и др.). Определяется по отчетным данным за истекший год.

МЛ — число непроработанных дней кормящими матерями и подростками (за исключением учеников, численность которых по настоящему сборнику не определяется), в связи с сокращением продолжительности рабочего дня. Определяется умножением числа непроработанных часов в день на число дней с сокращенным рабочим днем (по отчетным данным за истекший год) и делением полученной величины на 8,2.

Пример: Рабочий день сокращен на 1 час, а всего сокращенных чел.-дней 410. Число чел.-дней, которое должно быть принято в расчет, составит (1 х 410) : 8,2 = 50,0 чел.-дней; при среднесписочной численности рабочих на предприятии (цехе) 100 чел. в расчете на одного рабочего эта величина составит 50 : 100 = 0,5 дня.

В — число выходных дней (субботы и воскресенья), равное 104.

На непрерывно действующих производствах, рабочие не освобождаются от работы в праздничные дни. Работа в эти дни оплачивается в соответствии с трудовым законодательством, поэтому праздничные дни не входят в значение «А». Если на предприятии количество дней невыходов (значения для «А») определяется с учетом субботних дней, значение «А» корректируется коэффициентом 0,83. Итоговая сумма невыходов делится на всю среднесписочную численность рабочих по предприятию (цеху), а не на число рабочих, которые имели невыходы.

Пример расчета коэффициента для нормативов численности в условиях непрерывного производства, рассчитанных по годовым затратам труда:

T = 365; А = О + Р + Б + Г + МЛ + В = 130,2;

О = 17,5; Р = 0,2; Б = 8,3; Г = 0,1; МЛ = 0,1; В = 104

\text{К } = \frac{365}{365 - 130,2} = 1,55.

2. К нормам обслуживания оборудования в условиях непрерывного производства (оборудование обслуживается в выходные и праздничные дни)

\text{К } = \frac{\text{Т}_{\text{см}} \cdot \text{Т}}{\text{Т}_{\text{р}}(\text{Т } - \text{А})} ,(II)

где: Tсм — время обслуживания оборудования в смену, час.;

T — время обслуживания оборудования в год, равное 365 дням;

Tр — установленная продолжительность рабочего дня одного рабочего при пятидневной рабочей неделе (8,2 час. — при 41 час. в неделю и 7,2 час. — при 36 час. в неделю);

А — количество дней невыходов на работу, приходящихся в среднем на одного рабочего. Значения те же, что и в формуле I.

Примеры расчета коэффициента для норм обслуживания оборудования по 6 и 8-часовому графику в условиях непрерывного производства; Tсм = 6 и 8; T = 365; А = 130,2;

\text{К } = \frac{6 \cdot 365}{7,2(365 - 130,2)} = 1,29;

\text{К}_{2} = \frac{8 \cdot 365}{8,2(365 - 130,2)} = 1,52.

3. К нормативам численности и к нормам обслуживания в условиях прерывного производства (работа не производится в выходные и праздничные дни)

\text{К } = \frac{\text{Т}_{1}}{\text{Т}_{1} - \text{А}_{1}} ,(III)

где T1 — время обслуживания оборудования (производства работ) в год, равное 254 дням (365 — 104 выходных и 7 праздничных);

А — количество дней невыходов на работу одного рабочего.

А₁ = О + Р + Б + Г + МЛ, где значения те же, что и в формуле I.

Пример расчета коэффициента для условий прерывного производства: T1 = 254; А1 = О + Р + Б + Г + МЛ = 26,2.

\text{К } = \frac{254}{254 - 26,2} = 1,12.

ФОРМЫ РАСЧЕТА НОРМАТИВНОЙ ЧИСЛЕННОСТИ

I. Обслуживание наземного оборудования скважин и другого оборудования, «привязанного» к скважинам

Форма 1

Обслуживание наземного оборудования скважин действующего фонда (таблицы нормативов 1, 2)

№ п/п	Показатели	Итого за год	Норматив явочной численности на единицу	Коэффициент при обслуживании скважин в две смены или круглосуточно	Численность на весь объем (гр. 4 х стр. 5 х гр. 3)
1	2	3	4	5	6
1.	Количество телемеханизированных скважин действующего фонда
	глубиннонасосных		0,0325	-
	фонтанно-компрессорных		0,0148	-
	оборудованных ЭПН		0,0158	-
	Итого:		-	-
2.	Количество нетелемеханизированных скважин действующего фонда:
	глубиннонасосных, обслуживаемых:
	в одну смену		0,0414	-
	в две смены		0,0414	1,25
	в три смены		0,0414	1,55
	фонтанно-компрессорных, обслуживаемых:
	в одну смену		0,0182	-
	в две смены		0,0182	1,25
	в три смены		0,0182	1,55
	оборудованных ЭПН, обслуживаемых:
	в одну смену		0,0202	-
	в две смены		0,0202	1,25
	в три смены		0,0202	1,55
	Итого:
3.	Специфические работы (по наименованиям)		Нч х гр. 3 ---------- 100
				-
				-
	Итого
4.	Сезонные работы (по наименованиям)		Нч х гр. 3 ---------- 10
				-
				-
	Итого:
5.	Итого явочная численность (\sum п. 1 - 4)	-	-	-
6.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-	-
7.	Всего списочная численность	-	-	-

Примечание. При применении укрупненных нормативов численности на обслуживание наземного оборудования скважин и переходы к обслуживаемым объектам, приведенных в приложении 1, численность по формам 1 и 7 не подсчитывается.

Форма 2

Обслуживание установок для депарафинизации скважин (таблица нормативов 3)

№ п/п	Показатели	Итого установок на год	Норматив <*> явочной численности на установку	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Ручные лебедки со спуском-подъемом скребка в сутки:
	реже 1 раза		0,0029
	1 раз		0,0037
	2 — 3 раза		0,0057
2.	Полуавтоматические установки со спуском скребка в сутки:
	реже 1 раза		0,0037
	1 раз		0,0050
	2 — 3 раза		0,0076
3.	Автоматические установки		0,0037
4.	Итого явочная численность	-	-
5.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-
6.	Всего списочная численность	-	-

---

<*> Если часть работ по обслуживанию депарафинизационных установок выполняется рабочими БПО, норматив численности следует пересчитать.

Форма 3

Спуск и подъем скребка для депарафинизации скважин (таблица нормативов 4)

№ п/п	Показатели		Итого установок за год	Глубина спуска скребка, м	Нормативы явочной численности на спуск и подъем скребка <*>		Численность на весь объем гр. 3
							гр. 4 - 100 (гр. 5 + гр. 6 -----------) 100
					на 100 м	на каждые последующие 100 м
1	2		3	4	5	6	7
	А.	Неостеклованный лифт
1.	Ручная лебедка с числом спуска-подъема скребка
	1 раз в сутки				0,0191	0,0102
2.	Полуавтоматическая установка с числом спуска скребка:
	1 раз в сутки				0,0191	0,0036
3.	Автоматическая установка с контрольным спуском скребка 2 раза в месяц				0,0013	0,0002
	Б.	Остеклованный лифт (количество спусков-подъемов скребка 2 раза в месяц)
4.	Ручная лебедка				0,0013	0,0007
5.	Полуавтоматическая, автоматическая установка				0,0013	0,0002
6.	Итого явочная численность		-	-	-	-
7.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)		-	-	-	-
8.	Всего списочная численность		-	-	-	-

---

<*> При количестве спусков-подъемов скребка, не соответствующем заложенному в нормативе, норматив численности следует пересчитать.

Форма 4

Обслуживание индивидуальных и групповых установок для сбора, замера жидкости (таблицы нормативов 5 и 6)

№ п/п	Показатели	Итого установок за год	Норматив явочной численности (норма обслуживания) на 1 установку	Коэффициент при обслуживании установок в 2 смены или круглосуточно	Численность на весь объем (гр. 4 х гр. 5 х гр. 3)
1	2	3	4	5	6
1.	Индивидуальные установки:
	телемеханизированные		0,0044	-
	нетелемеханизированные, обслуживаемые:
	в одну смену		0,0084	-
	в две смены		0,0084	1,25
	в три смены		0,0084	1,55
2.	Групповые установки:
	телемеханизированные		0,0739	-
	нетелемеханизированные, обслуживаемые:
	в одну смену		0,1255	-
	в две смены		0,1255	1,42
	в три смены		0,1255	1,85
3.	Групповые установки с подготовкой нефти термохимическим способом, обслуживаемые:
	в одну смену		1	-
	в две смены		2	-
	в три смены		3	-
4.	Групповая установка с печами подогрева нефти, обслуживаемая:
	в одну смену		1	-
	в две смены		2	-
	в три смены		3	-
5.	Итого явочная численность	-	-	-
6.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-	-
7.	Всего списочная численность	-	-	-

Форма 5

Обслуживание насоса откачки жидкости из мерника (таблица нормативов 7)

(Нормативная численность не подсчитывается, если на объектах предусмотрено автоматическое включение насоса).

№ п/п	Показатели	Итого насосов за год	Всего откачек в сутки (число откачек в сутки х гр. 3)	Норматив явочной численности на откачку	Численность на весь объем (гр. 5 х гр. 4)
1	2	3	4	5	6
1.	Неавтоматизированные насосы с числом откачек в сутки:
	____ раз			0,022
	____ раз			0,022
2.	Автоматизированные насосы с включением автомата откачки оператором в сутки:
	____ раз			0,013
	____ раз			0,013
3.	Итого явочная численность	-	-	-
4.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-	-
5.	Всего списочная численность	-	-	-

Форма 6

Обслуживание центральных трапных установок и промежуточных сборных пунктов операторами по добыче (таблицы нормативов 8 и 9)

№ п/п	Показатели	Итого объектов за год	Норма обслуживания на 1 объект/норматив явочной численности)	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Центральные трапные установки с количеством работающих технологических аппаратов:
	10 — 18, обслуживаемые:
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
	19 — 30, обслуживаемые:
	в одну смену		3
	в две смены		6
	в три смены		9
	31 — 35, обслуживаемые:
	в одну смену		4
	в две смены		8
	в три смены		12
	Итого явочная численность	-	-
	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
	Итого списочная	-	-
2.	Промежуточные сборные пункты, обслуживаемые:
	в одну смену		0,154
	в две смену		0,154 х 1,25
	в три смены		0,154 х 1,55
	Итого явочная численность	-	-
	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-
	Итого списочная	-	-
	Всего списочная (п. 1 + п. 2)	-	-

Форма 7

Переходы (переезды) к скважинам и «привязанному» к ним оборудованию (групповым и индивидуальным замерным установкам, депарафинизационным установкам, промежуточным сборным пунктам и т.п.) (таблица нормативов 10)

№ п/п	Показатели	Итого скважин действующ. фонда за год	Среднее расстояние между скважинами, м	Норматив явочной численности на переход (переезд) 100 м	Численность на весь объем гр. 4 (гр. 5 х ------ х гр. 3) 100
1	2	3	4	5	6
	Рельеф местности
1.	Телемеханизированные скважины
2.	Нетелемеханизированные скважины, обслуживаемые:
	в одну смену			Нч
	в две смены			Нч х 2
	в три смены			Нч х 3
3.	Итого явочная численность	-	-	-
4.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-	-
5.	Всего списочная численность	-	-	-

Форма 8

Обслуживание контрольных, пьезометрических и бездействующих скважин (таблица нормативов 11)

№ п/п	Показатели	Итого скважин за год	Норматив явочной численности на 10 скважин	Численность на весь объем гр. 4 х гр. 3 (-------------) 10
1	2	3	4	5
	1.	Контрольные и пьезометрические скважины		0,017
2.	Бездействующие скважины		0,014
3.	Итого явочная численность	-	-
4.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I)	-	-
5.	Всего списочная численность	-	-

Форма 9

Обслуживание отдаленных скважин и неуправляемых фонтанных (таблица нормативов 12)

Нормативная численность не подсчитывается, если отдельные скважины или группы скважин могут обслуживаться рабочими рядом расположенных пунктов сбора или групповых установок.

№ п/п	Показатели	Итого отдаленных скважин или групп скважин за год	Норма обслуживания на 1 скважину, группу скважин	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Отдаленная скважина, обслуживаемая
	в одну смену		0,5
	в две смены		1
	в три смены		1,5
2.	Отдаленная группа скважин, обслуживаемая
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
3.	Неуправляемые фонтанные скважины, обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
4.	Итого явочная численность	-	-
5.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
6.	Всего списочная численность	-	-

Форма 10

Обслуживание телемеханизированных объектов дежурными операторами по добыче нефти, прикрепленными к диспетчерскому пункту (таблица нормативов 13)

(Нормативная численность подсчитывается при условии, если скважины, подключенные к диспетчерскому пункту обслуживаются только в 1 смену)

№ п/п	Показатели	Итого диспетч. пунктов	Норма обслуживания на 1 пункт	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Диспетчерские пункты с количеством подключенных объектов:
	до 100, работающие:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	более 100, работающие:
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
2.	Итого явочная численность	-	-
3.	Коэффициент для перехода к списочной численности (Формула II)	-	-
4.	Всего списочная численность	-	-

II. Сбор, подготовка и перекачка нефти

Форма 11

Обслуживание резервуарных парков (таблица нормативов 14)

Характеристика парков				Итого парков	Норма обслуживания		Сменность обслуживания оборудования	Коэффициент для перехода к списочной численности (Формула II)	Списочная численность (гр. 3 х гр. 5 + гр. 4) х гр. 6 х гр. 2
количество резервуаров		объем перекачиваем. жидкости, тыс. т	общая емкость резервуарного парка, тыс. м3
					на 1 смену	кроме того дневные
1				2	3	4	5	6	7
а)	до 3	-	-	-	1	-
б)	4 — 5	до 1	-	-	1	-
		1 и более	до 12	-	1	-
			12 и более	-	2	-
в)	6 — 8	до 1	-	-	1	-
		1 и более	до 6	-	1	-
			6 и более	-	2	-
г)	9 — 15	до 10	/-		2	-
		10 — 20	до 25		2	-
			25 и более		2	1
		20 и более	до 25		2	-
			25 и более		3	1
д)	16 и более	до 10	до 50		2	-
			50 и более		2	1
		10 — 20	до 25		2	-
			25 — 50		2	1
			50 и более	3	3	1
		20 и более	до 25		2	1
			25 и более		3	1
Всего списочная численность				-	-	-	-	-

Форма 12

Отбор проб нефти с резервуаров (таблица нормативов 15)

№ п/п	Показатели	Итого за год	Примечание
	1.	Количество отборов проб, произведенных специализированной группой рабочих
2.	Норматив явочной численности на 100 отборов проб	0,059
3.	Итого явочная численность п. 1 (----) х п. 2 100
4.	Коэффициент перехода к списочной численности (формула III)
5.	Всего списочная численность

Форма 13

Обслуживание оборудования насосных станций по перекачке нефти, по перекачке подтоварных и канализационных вод, дожимных насосных станций (таблица нормативов 16)

№ п/п	Показатели	Итого насосных станций	Норма обслуживания на станцию	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Нетелемеханизированные насосные станции с количеством работающих насосов:
	до 9, обслуживаемых
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	10 и более, обслуживаемых
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
2.	Телемеханизированные насосные станции		1
3.	Итого явочная численность	-	-
4.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
5.	Всего списочная численность	-	-

Примечание. Если две насосные станции с количеством насосов 1 — 2 расположены на расстоянии не более 1 км одна от другой, нормативная численность определяется только для одной насосной станции.

Форма 14

Обслуживание оборудования установок для подготовки нефти (таблица нормативов 17)

№ п/п	Показатели		Итого установок	Норма обслуживания на установку	Численность на весь объем
1	2		3	4	5
1.	Установки комплексной подготовки нефти — УКПН (обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти) с количеством блоков:
	1 — обслуживаемым	в одну смену		6
		в две смены		12
		в три смены		18
	2 — обслуживаемых	в одну смену		8
		в две смены		16
		в три смены		24
	3 — обслуживаемых	в одну смену		10
		в две смены		20
		в три смены		30
2.	ЭЛОУ, работающие на токе промышленной частоты (обезвоживание и обессоливание нефти) с количеством блоков:
	1 — обслуживаемым	в одну смену		2
		в две смены		4
		в три смены		6
	2 — обслуживаемых	в одну смену		4
		в две смены		8
		в три смены		12
3.	Прочие установки для подготовки нефти (обезвоживание) без трубчатых или радиантных печей производительностью:
	до 1 млн. т, обслуживаемые	в одну смену		1
		в две смены		2
		в три смены		3
	до 1 млн. т с сернистой нефтью, обслуживаемые	в одну смену		2
		в две смены		4
		в три смены		6
	1 млн. т и более, обслуживаемые	в одну смену		2
		в две смены		4
		в три смены		6
4.	То же с трубчатыми или радиантными печами производительностью:
	до 1 млн. т, обслуживаемые	в одну смену		2
		в две смены		4
		в три смены		6
	до 1 млн. т с сернистой нефтью, обслуживаемые	в одну смену		3
		в две смены		6
		в три смены		9
	1 млн. т и более, обслуживаемые	в одну смену		3
		в две смены		6
		в три смена		9
5.	Итого явочная численность		-	-
6.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)		-	-
7.	Всего списочная численность		-	-

Форма 15

Обслуживание оборудования ловушечного хозяйства (таблица нормативов 18)

№ п/п	Показатели	Итого объектов	Норма обслуживания на 1 объект	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Ловушки с прудами-накопителями, расположенные на расстоянии более 1 км от других объектов резервуарного парка, обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
2.	Пруды-накопители, расположенные на расстоянии более 1 км от ловушек и других объектов резервуарного парка		1
3.	Итого явочная численность	-	-
4.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
5.	Всего списочная численность	-	-

Форма 16

Очистка технологических резервуаров (таблица нормативов 19)

№ п/п	Показатели	Итого очисток за год	Норма списочной численности на 1 очистку	Численность на весь объем
1.	Очистка резервуаров, объемом, м3
	100 — 400		0,060
	700		0,080
	1000		0,084
	2000		0,096
	3000		0,101
	4600		0,110
	5000 — 8000		0,128
2.	Итого списочная численность	-	-

III. Поддержание пластового давления и подготовка технологической жидкости для закачки в пласт

Форма 17

Обслуживание оборудования насосных станций по закачке рабочего агента в пласт и водоснабжения (таблица нормативов 20)

№ п/п	Показатели		Итого за год	Норма обслуживания на 1 объект	Численность на весь объем
1	2		3	4	5
1.	Нетелемеханизированные насосные станции с количеством работающих насосов:
	до 9 — обслуживаемых	в одну смены		1
		в две смены		2
		в три смены		3
	10 и более — обслуживаемых
		в одну смену		2
		в две смены		4
		в три смены		6
2.	Телемеханизированные насосные станции по закачке сточных вод или сжиженного газа, обслуживаемые
		в одну смену		1
		в две смены		2
		в три смены		3
3.	Телемеханизированные насосные станции по закачке воды и водоснабжения			1
4.	Итого явочная численность		-	-
5.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)		-	-
6.	Всего списочная численность		-	-

Примечание: Если две насосные станции с количеством насосов 1 — 2 расположены на расстоянии не более 1 км одна от другой, нормативная численность определяется только для одной станции.

Форма 18

Обслуживание диспетчерского пункта по управлению автоматизированными насосными (таблица нормативов 21)

Численность не подсчитывается, если диспетчерские пункты обслуживаются ИТР

№ п/п	Показатели	Итого диспетчерск. пунктов	Нормы обслуживания на 1 пункт	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Диспетчерские пункты по управлению автоматизированными насосами с количеством пультов:
	1 — обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смену		2
	в три смену		3
	2 — обслуживаемые
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
	3 — обслуживаемые
	в одну смену		3
	в две смену		6
	в три смены		9
2.	Итого явочная численность	-	-
3.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
4.	Всего списочная численность	-	-

Форма 19

Обслуживание оборудования водоочистных станций и лабораторий по контролю качества воды (таблица нормативов 22)

№ п/п	Показатели	Итого водоочист. станций	Норма обслуживания на 1 станцию и лабораторию	Численность на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Водоочистные станции без водоподогревателей системы АКХ производительностью, тыс. м3 в сутки:
	до 5 — обслуживаемые
	в одну смену		2
	в две смены		3
	в три смены		4
	от 5 до 15 — обслуживаемые
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
	от 15 до 50 — обслуживаемые
	в одну смену		3
	в две смены		6
	в три смены		9
	свыше 50 — обслуживаемые
	в одну смену		4
	в две смены		8
	в три смены		12
2.	Водоочистные станции с водоподогревателями системы АКХ производительностью, тыс. м3 в сутки:
	до 5 — обслуживаемые
	в одну смену		3
	в две смены		5
	в три смены		7
	от 5 до 15 — обслуживаемые
	в одну смену		3
	в две смены		6
	в три смены		9
	от 15 до 50 — обслуживаемые
	в одну смену
	в две смены		8
	в три смены		12
	свыше 50 — обслуживаемые
	в одну смену		5
	в две смены		10
	в три смены		15
3.	Итого явочная численность (п. п. 1, 2)	-	-
4.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
5.	Всего списочная численность	-	-

Форма 20

Обслуживание оборудования нагнетательных скважин, скважин водозабора, водораспределительных и газо-воздухораспределительных будок (таблица нормативов 23, 24 и 25)

Нормативная численность подсчитывается при условии, если скважины и будки не обслуживаются рабочими других, рядом расположенных объектов.

№ п/п	Показатели	Итого объектов, групп скважин, групп ВРБ, ГРБ	Норматив численности (норма обслуживания) на 1 объект, группу скважин, группу ВРБ, ГРБ	Численность 1 — на весь объем
1	2	3	4	5
1.	Нагнетательные скважины действующего фонда		0,012 (списочная численность)
2.	Группы скважин водозабора с количеством скважин в группе:
	до 16 — обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	17 и более при среднем расстоянии между скважинами в группе до 500 м, обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	17 и более при среднем расстоянии между скважинами в группе свыше 500 м, обслуживаемые
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
	Итого явочная численность (по п. 2)
	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)
	Всего списочная численность на обслуживание скважин водозабора
3.	Группы водораспределительных, газо-воздухораспределительных будок обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	Итого явочная численность (по п. 3)	-	-
	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	-	-
	Всего списочная численность на обслуживание ВРБ, ГРБ	-	-

IV. Замер дебита, отбор проб и исследование скважин

Форма 21

Замер дебита скважин, отбор проб жидкости и газа с переходами (переездами) (таблица нормативов 26)

№ п/п	Показатели		Итого работ за год	Норматив явочной числен. на выполнение 100 работ	Итого численность на весь объем (гр. 3 х гр. 4 / 100)
1	2		3	4	5
	I. Замеры дебита скважин
1.	На индивидуальных установках			0,008
2.	На групповых установках по способам:
	при помощи мерника			0,016
3.	На автоматической групповой замерной установке типа «Спутник» (АГЗУ)
	а)	телемеханизированной		0,013
	б)	нетелемеханизированной		0,017
4.	Итого явочная численность		-	-
5.	Коэффициент, учитывающий переходы, переезды		-	-	1,3
6.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)		-	-
7.	Всего списочная (п. 4 х 1,3 х п. 6) численность		-	-
	II. Отборы проб жидкости и газа
1.	Количество отборов проб		-	0,006
2.	Коэффициент, учитывающий переходы, переезды		-	-	1,3
3.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)		-	-
4.	Всего списочная (п. 1 х 1,3 х п. 3) численность		-	-

Форма 22

Исследование нефтяных, нагнетательных контрольных и пьезометрических скважин с переходами, переездами (таблица нормативов 27)

№ п/п	Виды выполняемых исследований	Количество за год	Средняя глубина спуска приборов	Норматив явочной численности на 100 исследований	Дополнительная численность на каждые последующие 10 точек замеров по стволу скважины: регистр. прибор 0,0002; дистанц. прибор 0,0001	Числен. на весь объем
						гр. 4 (гр. 5 + гр. 6) х ----- 100
1	2	3	4	5	6	7
1.	Глубиннонасосная эксплуатация скважин
2.	Фонтанно-компрессорная эксплуатация скважин
3.	Скважин, оборудованных ЭПН
4.	Нагнетательные скважины
5.	Контрольные и пьезометрические скважины
6.	Итого явочная численность	-	-	-	-
7.	Коэффициент, учитывающий переходы (переезды)	-	-	-	-	1,20
8.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)	-	-	-	-
9.	Всего списочная численность (п. 6 х 1,20 х п. 8)	-	-	-	-

V. Обслуживание оборудования и объектов по сбору и утилизации газа

Форма 23

Обслуживание оборудования и объектов по сбору попутного газа (таблица нормативов 28 и 29)

№ п/п	Показатели	Итого	Норматив явочной численности (норма обслуживания) на 1 км, на объект	Явочная численность на весь объем	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула I или II)	Итого списочная численность
1	2	3	4	5	6	7
1.	Протяженность газосборного коллектора, км, по местности:
	резкопересеченной		0,065
	пересеченной		0,057
	равнинной		0,050
2.	Протяженность «усового» газопровода, км, по местности:
	резкопересеченной		0,015
	пересеченной		0,012
	равнинной		0,010
3.	Трап газовый		0,005
4.	Групповая установка по сбору, замеру жидкости и газа		0,017
5.	Ступени сепарации на товарном парке		0,017
6.	Дожимная насосная станция		0,017
7.	Пункт сбора и сепарации газа при обслуживании:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
8.	Вымораживающая установка при обслуживании:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3

Форма 24

Обслуживание оборудования компрессорных станций и регенерационных установок (таблицы нормативов 30 и 31)

№ п/п	Показатели		Итого объектов за год	Нормы обслуживания		Сменность обслуживания (одна смена, две, три)	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	Итого списочная численность на весь объем (гр. 4 х гр. 6 + гр. 5) х гр. 7 х гр. 3
				на 1 смену	кроме того дневные
1	2		3	4	5	6	7	8
1.	Компрессорная станция с одним машинным залом при количестве работающих компрессоров:
	газомоторных
	1 — 5			2	-
	6 — 9			2	1
	10 и более			3	1
	электроприводных
	1 — 8			2	-
	9 — 15			2	1
	16 и более			3	1
2.	Компрессорная станция с двумя машинными залами
	а)	1-й зал при количестве работающих компрессоров:
	газомоторных:
	1 — 2			1	-
	3 — 5			2	-
	6 — 9			2	1
	10 и более			3	1
	электроприводных
	1 — 4			1	-
	4 — 8			2	-
	9 — 15			2	1
	16 и более			3	1
	б)	2-ой зал при количестве работающих компрессоров:
	газомоторных:
	1 — 2			1	-
	3 — 5			2	-
	6 — 9			2	1
	10 и более			3	1
	электроприводных:
	1 — 4			1	-
	4 — 8			2	-
	9 — 15			2	1
	16 и более			3	1
3.	Насосный зал с количеством работающих насосов:
	5 — 9			1	-
	10 и более			2	-
4.	Итого списочная численность на обслуживание компрессорных станций		-	-	-	-
5.	Регенерационные установки			1	-	формула III

VI. Прокат и ремонт эксплуатационного оборудования

Форма 25

Ремонт наземного оборудования скважин, установок для депарафинизации скважин, установок для сбора, замера жидкости, глубинных насосов, нагнетательных скважин, регенерационных установок (таблицы нормативов 32, 33, 34, 47)

№ п/п	Показатели	Итого объектов за год	Производимые виды ремонтов (Т, С, К)	Норматив списочной численности на ремонт объекта	Списочная численность на весь объем
1.	Скважина, эксплутационного фонда, оборудованная: СКН-10
2.	Фонтанная арматура на нефть (газ) скважины эксплуатационного фонда
3.	Установка для депарафинизации скважин (АДУ-1, АДУ-2, АДУ-3)
4.	Установка для сбора, замера жидкости:
	индивидуальная
	групповая
5.	Глубинный насос (количество скважин эксплуатац. фонда, оборудованных глубинными насосами)			Нч -- 10
6.	Нагнетательная скважина
7.	Регенерационная установка

Форма 26

Ремонт насосов, компрессоров (таблицы нормативов 35, 36)

№ п/п	Показатели	Итого среднегодовое в работе	Производимые виды ремонтов (Т, С, К)	Норматив списочной численности на ремонт ед. оборудования	Списочная численность на весь объем
1.	Насосы (по типам, маркам), установленные в котельных при продолжительности отопительного периода, дней:
	365 — 300			Нч
	299 — 250			Нч х 0,87
	249 — 200			Нч х 0,75
	199 — 180			Нч х 0,50
2.	Прочие насосы (по типам, маркам), работающие:
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	в три смены			Нч
3.	Компрессоры (по маркам), работающие:
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	в три смены			Нч

Форма 27

Ремонт технологического оборудования установок для подготовки нефти и технологических резервуаров (таблицы нормативов 37, 38)

№ п/п	Показатели	Итого среднегодовое в работе	Виды производимых ремонтов (Т, С, К)	Норматив списочной численности на ремонт ед. оборудов.	Списочная численность на весь объем
Оборудование установок для подготовки нефти
1.	Колонны с ______________ ________________________
	(и т.д. по всем видам, типам оборудования установок для подготовки нефти)
Резервуары технологические
1.	Предназначенные под хранение высокосернистой нефти объемом, м3:
	100			Нч х 2,86
	300 — 400			Нч х 2,86
	и т.д.
2.	Прочие, объемом, м3:
	100
	300 — 400
	и т.д.

Форма 28

Ремонт и межремонтное обслуживание магистрального трубопровода, напорного канализационного водопровода, водоводов нагнетательных скважин, оборудования и объектов по сбору, утилизации газа, оборудования водоочистных станций (установок) (таблицы нормативов 39, 40, 41)

№ п/п	Показатели	Итого	Норматив списочной численности на ремонт 1 км, 1 ед. оборудования	Списочная численность на весь объем
1.	Протяженность магистрального трубопровода, км		0,016
2.	Протяженность напорного канализационного водопровода соленой (подтоварной) воды, км		0,044
3.	Протяженность водоводов нагнетательных скважин, км		0,016
4.	Оборудование и объекты по сбору, утилизации попутного газа, пунктов сбора и сепарации газа, вымораживающих установок		10% от нормативной списочной численности рабочих, занятых обслуживанием этого оборудования
5.	Оборудование водоочистных станций (установок):
	осветлители, фильтры, объемом, м3
	до 30		0,002
	31 — 60		0,003
	61 и более		0,010
	транспортеры ленточные		0,041
	щековая дробилка		0,009
	гидроэлеватор		0,066

Форма 29

Ремонт теплотехнического оборудования, дымососов и вентиляторов (таблицы нормативов 42, 43)

№ п/п	Оборудование	Итого среднегодовое в работе	Виды производимых ремонтов (МО, Т, С, К)	Норматив списочной численности на ремонт ед. оборудования	Коэффициент к нормативам, учитывающий длительность отопит. периода, сменность работы, сернистость нефти, жесткость воды и т.п.	Списочная числен. на весь объем (гр. 5 х гр. 6 х гр. 3)
1	2	3	4	5	6	7
1.	Котлы паровые (по маркам)
2.	Котлы водогрейные (по маркам)
3.	Фильтры химической водоочистки (по диаметрам)
4.	Трубопроводы для пара, воды, газа, км:
	наружные с прокладкой:
	подземной (по диаметрам)
	наземной изолированной (по диаметрам)
	внутренние (по диаметрам)
	и т.д.

Форма 30

Ремонт оборудования, применяемого при текущем и капитальном ремонте скважин, ремонт грузоподъемного оборудования (таблицы нормативов 44, 45)

№ п/п	Оборудование	Итого среднегодовое в работе	Норматив списочной численности на ремонт ед. оборудов.	Списочная численность на весь объем
1	2	3	4	5
	I. Оборудование, применяемое при текущем и капитальном ремонте скважин
1.	Талевый блок, кранблок, грузоподъемностью, т
	10 — 25		0,008
	35 — 50		0,011
	75		0,019
2.	Крюк, грузоподъемностью, т
	10 — 25		0,003
	35 — 50		0,006
	75		0,010
3.	Вертлюг, грузоподъемностью, т
	10 — 50		0,011
	75 -		0,012
4.	АПР — 2		0,010
5.	Ротор		0,033
6.	Пакер		0,016
7.	Вышка-мачта подъемника		0,057
8.	Лебедка (А-50, «Бакинец-3М»)		0,068
9.	Коробка передач лебедки		0,061
10.	Элеватор		0,007
	II. Ремонт грузоподъемного оборудования
1.	Кран мостовой двухбалочный с ручным приводом, грузоподъемностью, т
	2		0,035
	5		0,056
	10		0,068
2.	Кран мостовой однобалочный с ручным приводом, грузоподъемностью, т
	3		0,022
	5		0,035
	10		0,056
3.	Кран однобалочный о электроталью, грузоподъемностью, т
	1		0,056
	2		0,068
	3		0,079
	5		0,091
4.	Таль электрическая, грузоподъемностью, т
	1 — 2		0,022
	3 — 5		0,035
5.	Таль ручная, грузоподъемностью, т
	1 — 2		0,011
	3 — 5		0,022

Форма 31

Ремонт двигателей внутреннего сгорания (таблица нормативов 46)

№ п/п	Марки и мощность ДВС	Объем отработанных машино-часов за год	Виды производимых ремонтов (Т, С, К)	Норматив списочной численности на 10 тыс. маш.-час.	Списочная численность на весь объем
					гр. 3 (гр. 5 х -----) 10000
1	2	3	4	5	6

Форма 32

Ремонт лабораторного оборудования, станочные работы при ремонте электрооборудования (таблицы нормативов 48, 49)

№ п/п	Заполняемая работа	Итого (среднегодовое) в работе	Норматив списочной численности на 100 приборов	Списочная численность на весь объем (гр. 4 х гр. 3) --------------- 100
1	2	3	4	5
1.	Ремонт приборов:
	хромотермограф		1,741
	вакуум-насос		0,115
	и т.д. по всем видам приборов
2.	Станочные работы при ремонте электрооборудования	20% от нормативной численности рабочих, занятых ремонтом электрооборудования

VII. Энергоснабжение, прокат и ремонт электрооборудования

Форма 33

Обслуживание дизельных электростанций, электрических подстанций, электрооборудования установок комплексной подготовки нефти, электрооборудования при производстве капитальных ремонтов скважин. Электролабораторные работы (таблицы нормативов 50 - 53, 68)

№ п/п	Показатели	Итого за год	Норма обслуживания на 1 объект	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	Списочная численность
1	2	3	4	5	6
1.	Передвижная дизельная электростанция с одним работающим дизелем, обслуживаемым:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
2.	Стационарная дизельная электростанция с количеством работающих дизелей:
	1 — обслуживаемым:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	2 — 4, обслуживаемых
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
	5 и более, обслуживаемых
	в одну смену		3
	в две смены		6
	в три смены		9
3.	Электрические подстанции 110/35/6 кв и 35/6 кв:
	телемеханизированные		0,5
	нетелемеханизированные		1
4.	Электрооборудование установки комплексной подготовки нефти, обслуживаемое:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
5.	Станки на электроприводе, установки А-50 при производстве капитального ремонта скважин		1
6.	Электролабораторные работы		5% от списочной нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием электрооборудования

Форма 34

Строительство и демонтаж линий электропередач, кабельных линий, линий связи и трансформаторных подстанций (таблица 54)

№ п/п	Показатели		Объем работ	Норматив явочной численности на 1 км или 1 объект		Итого численность на весь объем
1	2		3	4		5
1.	Строительство ЛЭП 6 кв без изготовления и сборки опор, траверс, наголовников с копкой ям под опоры вручную, на опорах:
	металлических			0,071	на 1 км
	деревянных			0,084	«»
2.	Строительство ЛЭП 6 кв без изготовления и сборки опор, траверс, наголовников с копкой ям под опоры бурмашиной, на опорах:
	металлических			0,049	«»
	деревянных			0,062	«»
3.	Изготовление и сборка опор, траверс, наголовников для ЛЭП 6 кв на опорах:
	металлических			0,059	«»
	деревянных			0,027	«»
4.	Демонтаж ЛЭП 6 кв на опорах:
	металлических			0,022	«»
	деревянных			0,030	«»
5.	Строительство линий связи с копкой ям под опоры
	вручную			0,040	«»
	бурмашиной			0,022	«»
6.	Демонтаж линии связи			0,017	на 1 км
7.	Строительство кабельных линий с производством земляных работ:
	механизированным способом			0,466	«»
	вручную			1,095	«»
8.	Демонтаж кабельных линий			0,411	«»
9.	Монтаж трансформаторной подстанции
	а)	передвижной (на санях)		0,095	«»
	б)	мачтовой (на деревянных опорах)		0,082	«»
	в)	закрытого типа и встроенной в производственное здание		0,061
10.	Демонтаж трансформаторной подстанции			0,006
11.	Итого явочная численность		-	-
12.	Коэффициент для перехода к списочной численности		-	-
13.	Всего списочная		-	-

Форма 35

Ремонт электродвигателей, трансформаторов, выключателей, электрической части кранов, трансформаторных подстанций, электростанций, электросетей и др. электротехнического оборудования (таблицы 55 - 67)

№ п/п	Наименование электрооборудования по видам, типам (техническим характеристикам)		Итого (среднегодовое) в работе	Виды производимых ремонтов (Т, С, К)	Норматив списочной численности на ед. оборудования	Списочная численность на весь объем
1	2		3	4	5	6
1.	Электродвигатели: асинхронные с КЗР и фазным ротором; низковольтные коллекторные постоянного и переменного тока
	А. установленные в сухих помещениях
	а)	открытого защищенного исполнения мощностью ___ квт, работающие круглосуточно
		в одну смену
		в две смены
	б)	закрытого исполнения мощностью ___ квт, работающие круглосуточно
		в одну смену
		в две смены
	и т.д. по всем наименованиям, видам, типам электрооборудования
	Итого		-	-	-

VIII. Прокат и ремонт электропогружных установок

Форма 36

Ремонт основных узлов электропогружных насосов (таблица нормативов 69)

№ п/п	Вид оборудования, техническая характеристика	Итого за год	Виды выполняемых ремонтов (Т, С, К)	Норматив списочной численности на ед. оборудования, 1000 м кабеля	Списочная численность на весь объем
1	2	3	4	5	6
1.	Электроцентробежные насосы ЭЦН-5-20-13000, работающие:
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	три смены			Нч
	и т.д. по маркам насосов
2.	Электродвигатели типа ПЭД с протектором
	ПЭД-10-350в, работающие:
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	в три смены			Нч
	и т.д. по маркам двигателя
3.	Кабель КРБК и КРБП, тыс. м, работающий:
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	в три смены			Нч
4.	Автотрансформатор: АТС-3-20, работающий
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	в три смены			Нч
	и т.д. по маркам трансформаторов
5.	Станция управления ПГХ-5802, работающая:
	в одну смену			Нч х 0,43
	в две смены			Нч х 0,60
	в три смены			Нч
	Всего списочная численность	-	-	-

Форма 37

Монтаж, демонтаж ЭПН на скважине и транспортировка (таблица нормативов 70)

№ п/п	Выполняемая работа	Объем работ	Нормативы явочной численности на 10 работ или 10 км	Численность на весь объем
				гр. 3 (гр. 4 х -----) 10
1	2	3	4	5
1.	Монтаж		0,0276
2.	Демонтаж		0,0117
3.	Погрузка-выгрузка (в комплекте)		0,0013
4.	Транспортировка (сопровождение) по местности:
	резкопересеченной		0,0005
	пересеченной		0,0004
	равнинной		0,0003
5.	Итого явочная численность	-	-
6.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)	-	-
7.	Всего списочная численность	-	-

IX. Обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации и телемеханизации

Форма 38

Обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации и телемеханизации, установленных на скважинах, групповых установках, объектах подготовки и перекачки нефти, поддержания пластового давления, пароводоснабжения, установках комплексной подготовки нефти. Монтаж и наладка средств автоматизации и телемеханизации (таблицы нормативов 71, 72, 73)

№ п/п	Наименование оборудования объектов	Количество	Норматив списочной численности на ед. оборудования	Всего списочная численность
1	2	3	4	5
1.	Частотная система телемеханизации ЧТП-1 ________________________________ ________________________________
2.	Система автоматического измерения дебита глубиннонасосных скважин ________________________________ ________________________________
3.	Система автоматизации и телемеханизации ПАТ «Нефтяник» и т.д. ________________________________ ________________________________
	Установки комплексной подготовки нефти:
	одноблочные
	двухблочные
	трехблочные
	Монтаж и наладка средств автоматизации и телемеханизации	10% от списочной нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием средств автоматиз. и телемеханизации

X. Текущий ремонт скважин

Форма 39

Подготовка скважин к текущему ремонту (таблица нормативов 74)

№ п/п	Показатели		Итого за год	При наличии подъемного сооружения
				оснащенного талями			не оснащенного талями
				мачта (эклипс)	вышка 22 — 28 м	«Бакинец»-2, -3	мачта (эклипс)	вышка 22 — 28 м
1	2		3	4	5	6	7	8
1.	Количество подземных ремонтов на скважинах, оборудованных СКН
	Норматив явочной численности на подготовку скважин к 100 подземным ремонтам (см. примечание 2 к табл. 74)		-	0,57	0,64	0,36	0,73	0,85
	Итого явочная численность
2.	Количество глушений скважин, оборудованных СКН
	Норматив явочной численности на 100 глушений		-	0,157	0,157	0,157	0,157	0,157
	Итого явочная численность
3.	Количество подземных ремонтов на скважинах, оборудованных ЭПН, фонтанных
	Норматив на подготовку скважин к 100 подземным ремонтам (см. примечание 2 к табл. 74)		-	0,99	1,06	0,78	1,14	1,27
	Итого явочная численность
4.	Количество монтажей и демонтажей подъемных сооружений
	Норматив явочной численности на 100 монтажей-демонтажей		-	-	-	0,58	-	-
	Итого явочная численность
5.	Километраж переезда подготовительных бригад к ремонтируемым скважинам (см. примечание 3 к таблице 74)
	Норматив явочной численности на 100 км при оснащении бригады
	а)	подъемным сооружением, культбудкой, инструментальными санями	-	0,038	0,038	0,038	0,038	0,038
	б)	культбудкой и инструментальными санями	-	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
		Итого явочная численность	-	-	-	-	-	-
	Всего явочная численность (\sum п. 1 - 5)		-	-	-	-	-	-
	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)
	Всего списочная численность		-	-	-	-	-	-

Форма 40

Производство текущего ремонта скважин (таблица нормативов 76)

№ п/п	Показатели	Количество вахто-часов производства подземного ремонта, количество подъемников	Норматив явочной численности на 1000 вахто-часов или на 1 подъемник	Коэффициент для перехода к списочной численности	Итого списочная численность
1	2	3	4	5	6
1.	Состав вахты (без машинистов подъемников) при:
	прерывном производстве:
	1		0,48	формула III
	2		0,96
	3		1,44
	4		1,92
	непрерывном производстве:
	1		0,33	формула I
	2		0,67
	3		1,00
	4		1,34
2.	Обслуживание подъемников (если машинисты подъемников не содержатся в АТК), при работе:
	в одну смену		1	формула II или III
	в две смены		2
	в три смены		3
3.	Всего списочная численность	-	-	-

XI. Капитальный ремонт скважин

Форма 41

Сооружение эксплуатационных вышек, подъемных мачт и треног (таблица нормативов 77)

№ п/п	Показатели	Кол-во бригад за год	Нормативы явочной численности бригады	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)	Списочная численность на весь объем (гр. 4 х гр. 3 х гр. 5)
1	2	3	4	5	6
	1.	Бригады по сборке и разборке эксплуатационных вышек		6
2.	Бригады по сборке и разборке подъемных мачт и треног		4
3.	Всего списочная численность		-	-

Форма 42

Подготовка скважин к капитальному ремонту и транспортировка (сопровождение) грузов (таблица нормативов 78)

№ п/п	Показатели	Итого за год	в т.ч. при наличии сооружения подъемного
			вышка			мачта (эклипс)	ПТМТ-40	А-40, А-50, Бакинец-3, Азинмаш-43
			14 м	22 — 24 м	41 м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Количество капит. ремонтов по зарезке 2-ого ствола в скважине
	Норматив явочной численности на 10 подготовок скважин к капремонту	-	1,04	1,06	1,09	1,04	1,01	1,06
	Итого явочная численность
2.	Количество ловильных работ
	Норматив явочной численности на 10 подготовок скважин	-	0,21	0,22	0,25	0,21	0,18	0,23
	Итого явочная численность	-
3.	Количество изоляционно-оздоровительных и возвратных работ
	Норматив явочной численности на 10 подготовок скважин	-	0,16	0,18	0,20	0,16	0,13	0,18
	Итого явочная численность
4.	Количество смоляных и соляно-кислотных обработок призабойных зон скважин
	Норматив явочной численности на 10 подготовок скважин	-	0,16	0,18	0,21	0,17	0,14	0,19
	Итого явочная численность
5.	Количество ремонтов по гидроразрыву пласта и перфорации
	Норматив явочной численности на 10 подготовок скважин	-	0,16	0,18	0,20	0,16	0,13	0,18
	Итого явочная численность
6.	Километраж переезда подготовительных бригад при подготовке скважин к ремонтам:
-	Зарезка 2-го ствола
	Норматив явочной численности на транспортировку (сопровождение) грузов на 10 км	-	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09
	Итого явочная численность
-	Ловильные, изоляционно-оздоровительные и возвратные работы
	Норматив явочной численности на транспортировку (сопровождение) грузов на 10 км	-	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
	Итого явочная численность
-	Обработка призабойной зоны, гидроразрыв и перфорация
	Норматив явочной численности на транспортировку (сопровождение) грузов на 10 км	-	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
	Итого явочная численность
7.	Всего явочная численность (п. 1 - 6)		-	-	-	-	-	-
8.	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)		-	-	-	-	-	-
9.	Всего списочная численность		-	-	-	-	-	-

Форма 43

Производство капитального ремонта скважин (таблица нормативов 80)

№ п/п	Показатели		Количество вахто-часов производства капит. ремонта. Кол-во подъемников, станков	Норматив явочной численности на 1000 вахто-часов или на 1 подъемник, станок	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II или III)	Итого списочная численность
1.	Состав вахты (без машинистов подъемников, дизелистов) при производстве:
	прерывном	1		0,48
		2		0,96
		3		1,44
		4		1,92
		5		2,40
	непрерывном	1		0,33
		2		0,67
		3		1,00
		4		1,34
		5		1,67
2.	Обслуживание подъемников, станков на дизельном приводе (если машинисты подъемников, дизелисты не содержатся в АТК) при работе:
	в одну смену			1
	в две смены			2
	в три смены			3

XII. Пароводоснабжение

Форма 44

Обслуживание оборудования котельных, хлораторных установок, насосных станций водоснабжения и канализации, водоочистных станции, водо-газо-воздухораспределительных будок (таблицы нормативов 81, 82, 83)

№ п/п	Показатели	Итого за год	Норма обслуживания на объект	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	Итого списочная численность
1	2	3	4	5	6
1.	Котельные с количеством работающих котлов:
	1 — 2, обслуживаемые
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
	3 — 9, обслуживаемые
	в одну смену		2
	в две смены		4
	в три смены		6
	10 — 12, обслуживаемые
	в одну смену		3
	в две смены		6
	в три смены		9
2.	Подготовка воды в котельных с помощью:
	соды		0,5
	химреагентов и фильтратов, при количестве работающих котлов:
	1 — 6		1
	7 и более,
	обслуживаемых
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
3.	Хлораторные установки, обслуживаемые:
	в одну смену		1
	в две смены		2
	в три смены		3
4.	Насосные станции водоснабжения и канализации, водоочистные станции; ВРБ, ГРБ		Численность подсчитывается по формам 13, 17, 19, 20, составленным для аналогичных работ, выполняемых в других подразделениях

XIII. Производство лабораторных работ

Форма 45

Обслуживание лаборатории резервуарного парка по контролю качества нефти (таблица нормативов 84)

Показатели		Итого за год	Норма обслуживания		Сменность обслуживания	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула II)	Списочная числен. (гр. 3 х гр. 5 + гр. 4) х гр. 6 х гр. 2
			на одну смену	кроме того дневные
1		2	3	4	5	6	7
1.	Резервуарные парки с количеством установок подготовки нефти:
-	одна ДУ, УДО, ТХУ, УОН, со сдачей нефти один раз в сутки		-	1
-	одна ДУ, УДО, ТХУ, УОН, со сдачей нефти круглосуточно		1	-
-	две ДУ, УДО, ТХУ, УОН, или одна УКПН или одна ЭЛОУ		1	-
-	три и более ДУ, УДО, ТХУ, УОН, или 2 — 3 ЭЛОУ		2	-
2.	Резервуарные парки со сдачей товарной нефти в сутки (при отсутствии установок подготовки нефти), т:
-	от 500 до 5000 (сдача один раз в сутки)		-	1
-	от 500 до 5000 (сдача круглосуточно) или 5000 и более		1	-

XIII. Производство лабораторных анализов (таблица нормативов 85)

Форма 46

Нормативная численность подсчитывается для каждой лаборатории в отдельности

№ п/п	Наименование показателей		Количество анализов в год	Норматив явочной численности на 100 анализов	Численность на весь объем гр. 3 гр. 4 x ----- x 0,85 100
1	2		3	4	5
	I. Подготовительные работы
1.	Приготовление растворов:
	а)	без взвешивания составляющих компонентов		0,0288
	б)	со взвешиванием составляющих компонентов		0,0581
2.	и т.д.
	II. Анализ нефти
1.	Определение процентного содержания воды и нефти
	а)	методом перегонки на аппарате Дина-Старка		0,0576
	б)
2.	и т.д.
	Итого:
	III. Анализы газов
1.
2.
	IV. Анализы бензина и керосина
	и т.д.
	Итого явочная численность		-	-	-
	Коэффициент, учитывающий перекрывающееся время при производстве анализов		-	-	0,85
	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)		-	-
	Всего списочная численность		-	-

XIV. Остеклование, покрытие бакелитовыми лаками насосно-компрессорных труб (таблица нормативов 86)

Форма 47

№ п/п	Показатели	Объем выполненных работ за год, тыс. м	Норматив явочной численности на 1000 м	Коэффициент для перехода к списочной численности (формула III)	Итого списочная численность
	1.	Остеклование труб		0,101
2.	Покрытие бакелитовыми лаками		0,085

Форма 48

Сбор и сдача металлолома (таблица нормативов 87)

№ п/п	Показатели		Объем работ за год, т	Протяженность транспортировки, км	Норматив явочной численности		Итого численность на весь объем (для п. 1, 2:
							гр. 3 (гр. 5 х -----) 100
							для п. 3:
							гр. 3 гр. 4 (гр. 5 х ----- х -----) 100 10
1	2		3	4	5		6
1.	Объем металлолома разделываемого огневой резкой			-	0,071 на 100 т
2.	Объем погрузо-разгрузочных работ (при транспортировке металлолома), производимых
	немеханизированным способом			-	0,057 на 100 т
	механизированным способом			-	0,007 на 100 т
3.	Сопровождение металлолома при транспортировке
	а)	I группа дорог и грузоподъемность автомашины 5 т			0,013 на 100 т на 10 км
		7 т			0,009	на 100 т на 10 км
	б)	II группа дорог и грузоподъемность автомашины 5 т			0,017	-«-»
		7 т			0,012	-«-»
	в)	III группа дорог и грузоподъемность автомашины 5 т			0,020	-«-»
		7 т			0,015	-«-»
4.	Итого явочная численность		-	-	-
5.	Коэффициент для перехода к списочной численности		-	-	-
6.	Всего списочная численность		-	-	-

XVI. Ремонт и уборка производственных и бытовых помещений

Форма 49

Ремонт производственных помещений (таблица нормативов 88)

Показатели		Всего
1.	Годовой объем строительно-ремонтных работ, тыс. руб.
2.	Норматив списочной численности на 1 тыс. руб. строительно-ремонтных работ
3.	Итого списочная численность

Форма 50

Уборка производственных, служебных и бытовых помещений (таблицы нормативов 89, 90)

Подразделение	Убираемая площадь, тыс. м2	Норматив явочной численности на 1 тыс. м2	Итого явочная численность	Коэффициент перехода к списочной численности	Всего списочная численность
	Цех ____
Служебные помещения
Бытовые помещения
Итого:	-	-	-	-

XVII. Материально-техническое обеспечение (таблица норматива 91)

Форма 51

Численность определяется, если базы производственно-технического обеспечения не производят доставку грузов на рабочие места.

1.	Эксплуатационный фонд скважин
2.	Норматив списочной численности на 1 скважину эксплуатационного фонда	0,0096
3.	Итого списочная численность

Раздел III. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМ ОБСЛУЖИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ НОРМАТИВОВ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ

В сборнике помещены нормы обслуживания оборудования и нормативы численности рабочих из ранее изданных документов и разработанные по методикам, приведенным ниже.

Нормы обслуживания, заимствованные из ранее изданных документов (Постановление Государственного комитета Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы № 49 от 20 февраля 1963 г., № 178 от 17 июня 1968 г.) и нормы обслуживания, утвержденные Министерством нефтяной промышленности в 1968 — 1972 гг. помещены в разделе I, таблицы: 14, 16 - 18, 20, 22, 25, 30, 31, 50, 53, 75, 77, 79, 81 - 84. Часть норм обслуживания пересмотрена в сторону ужесточения. Методика их расчета не приводится.

Остальные нормативы численности и нормы обслуживания по методике расчета делятся на три группы:

• рассчитанные методом прямого нормирования рабочего времени;
• рассчитанные по основным показателям системы планово-предупредительного ремонта оборудования (ППР);
• рассчитанные методом анализа фактической расстановки и выбора оптимальных величин.

Нормативы численности, рассчитанные методом прямого нормирования рабочего времени, даны явочной численностью.

Нормативы, рассчитанные по основным показателям систем планово-предупредительного ремонта оборудования, даны списочной численностью рабочих, т.к. в системах ППР трудоемкость работ показана усредненными величинами для целей планирования.

Нормативы, рассчитанные методом анализа фактической расстановки рабочих и выбора оптимальных величин, даны списочной численностью на принятый измеритель (раздел I, таблицы: 19, 23, 39, 40, 49, 68, 73, 88, 91).

Нормы обслуживания, рассчитанные методом анализа фактической расстановки и выбора оптимальных величин, даны явочной численностью на обслуживание оборудования в смену или на объект в целом (раздел I, таблицы: 6 (2 — 3), 8, 12, 13, 21, 24, 29, 51, 52).

В настоящем разделе приводятся методики определения нормативов, рассчитанных прямым нормированием рабочего времени и по показателям системы ППР.

1. Обслуживание наземного оборудования скважин и другого оборудования, «привязанного» к скважинам

(таблицы 1 - 7, 9 - 11)

Нормативами явочной численности рабочих на обслуживание оборудования скважин и другого оборудования, «привязанного» к скважинам, предусмотрены работы, выполняемые операторами по добыче нефти. К указанному оборудованию относятся:

• нефтяная скважина действующего фонда;
• контрольная и пьезометрическая скважина;
• установка для депарафинизации скважин;
• групповая и индивидуальная установка для сбора, замера жидкости;
• насос откачки жидкости из мерника;
• центральная трапная установка;
• промежуточный сборный пункт, а также коммуникации и арматура, необходимые при добыче нефти (трубопроводы, фланцы, задвижки, заглушки и т.п.).

Нормативы численности на обслуживание указанного оборудования и объектов (за исключением отдаленных и неуправляемых фонтанных скважин, групповых установок с термохимической подготовкой нефти и с печами подогрева, центральных трапных установок) определены по среднегодовым затратам труда на один объект или единицу оборудования.

Для этого по каждому виду оборудования и объектов были определены:

• работы, исполняемые в процессе обслуживания наземного оборудования скважин и др. оборудования, «привязанного» к скважинам;
• среднегодовое количество каждого вида работ, приходящихся на единицу оборудования, при различных режимах его эксплуатации;
• нормы времени на эти работы с учетом оптимальной технологии их ведения и применения целесообразных инструментов и приспособлений.

При определении объемов затрат труда было учтено следующее:

1. Способы эксплуатации скважин.

2. Обслуживание оборудования один раз в сутки.

Принято, что скважины, оборудованные станками-качалками, электропогружными насосами или фонтанно-компрессорной арматурой, установки для сбора, замера жидкости, промежуточные сборные пункты осматривать и проверять для нормальных условий их эксплуатации достаточно не более одного раза в сутки.

Если при производственной необходимости скважины и другие объекты обслуживаются в две смены или круглосуточно, к нормативам численности применяются коэффициенты.

3. Степень автоматизации и телемеханизации оборудования и объектов (телемеханизированные, автоматизированные, полуавтоматизированные и т.д.).

4. Различные виды и типы установок для депарафинизации скважин, для сбора и замера жидкости.

5. Различное количество спусков-подъемов скребка, вид подъемного лифта, глубина спуска скребка при депарафинизации скважин.

6. При определении затрат труда на откачку жидкости из мерника принято: откачка жидкости раз в сутки ежедневно в течение года для неавтоматизированного насоса, и на одно включение автомата откачки раз в сутки ежедневно в течение года для автоматизированного насоса.

Кроме нормативов численности рабочих на обслуживание скважин и «привязанного» к ним оборудования определены нормативы на переходы к этой группе оборудования. За протяженность перехода к скважине и «привязанному» к ней оборудованию принимается среднее расстояние между скважинами, Порядок определения среднего расстояния между скважинами приведен в разделе II.

При определении затрат труда на переходы учтено:

• количество переходов оператора: к каждой нетелемеханизированной скважине 1 раз в сутки в течение года, к телемеханизированной или подключенной к телемеханизированным групповым установкам 1 раз в два дня;
• факторы, влияющие на скорость передвижения рабочих (рельеф и характер местности, вес переносимого груза — до 5 кг);
• способ передвижения к обслуживаемым объектам (переходы, переезды на автомашине).

Нормативы численности на-обслуживание оборудования и объектов добычи и на переходы к ним рассчитаны с учетом всех перечисленных выше факторов по следующим формулам:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} \text{или} \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нч = норматив численности на единицу оборудования или объект;

Нвр — норма времени (средние фактические затраты) на каждую работу;

а — количество работ в год;

\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а} и Нвр · a — общая сумма нормированного времени на выполнение всех работ в год, чел.-мин.;

Tсм — средняя продолжительность рабочей смены (492 мин.);

Tпз — подготовительно-заключительное время, необходимое на прием и сдачу вахты, запись в журнал, служебные разговоры по телефону, инструктаж (42 мин.);

Tф — количество дней обслуживания оборудования, равное для условий непрерывного производства 365 дням.

Аналогично рассчитаны нормативы численности на выполнение сезонных работ.

На отдельные специфические работы, нормативы численности на которые не разработаны, численность рабочих может быть рассчитана по затратам времени и количеству работ в год, устанавливаемых на месте для каждого случая отдельно по вышеприведенной методике и формуле. Нормативы численности на обслуживание промежуточного сборного пункта заимствованы из справочника нормативов численности, унифицированных по объединению «Татнефть».

2. Отбор проб нефти с резервуаров (таблица 15)

Нормативы явочной численности на отбор проб из резервуаров определены по затратам труда, необходимым на выполнение 100 отборов проб.

Нормативы рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — время на выполнение 1 отбора проб с трех уровней;

100 — количество работ, заложенное в расчет норматива;

Tсм — продолжительность рабочей смены (492 мин.);

Tпз — подготовительно-заключительное время (42 мин.);

Tф — календарный фонд рабочего времени одного рабочего при прерывном производстве (254 дня).

3. Замер дебита скважин, отбор проб жидкости и газа (таблица 26)

Нормативы явочной численности рабочих определены на производство 100 замеров дебита скважин по способам их выполнения на различных видах оборудования и 100 отборов проб жидкости и газа по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — норма времени на производство одного замера или один отбор проб, чел.-мин.;

100 — количество работ, заложенное в расчет нормативов;

Tсм — 492 мин.;

Tпз — 42 мин.;

Tф — 254 дня.

Затраты времени на переезды замерщиков, пробоотборщиков от базы ЦНИПР до объектов и переходы к скважинам и групповым установкам приняты в размере 30% от нормативной численности на замер дебита, отбор проб согласно сводного баланса рабочего времени нефтегазодобывающих объединений.

4. Исследование скважин (таблица 27)

Нормативы явочной численности рассчитаны по видам исследований, проводимых на нефтяной скважине эксплуатационного фонда, оборудованной СКН, ЭПН или фонтанной арматурой, нагнетательной, контрольной или пьезометрической скважинах, в зависимости от глубины спуска прибора.

Нормативы определены на 100 работ по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — норма времени на производство каждого вида исследования, включая время на спуск-подъем прибора и на подготовительно-заключительные работы к каждому виду исследования, чел.-мин.;

100 — количество работ, заложенное в расчет нормативов;

Tсм = 492 мин.;

Tпз = 42 мин.;

Tф = 254 дня.

Нормы времени на спуск и подъем прибора на 100 м взяты ив справочника «Унифицированные нормы времени на промыслово-исследовательские работы», разработанные НИС объединения «Татнефть». Нормы времени на производство исследования и на подготовительно-заключительные работы взяты из справочников норм времени, разработанных НИС объединений «Пермнефть» и «Татнефть».

В затратах труда не учтено участие операторов по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, их численность подсчитывается дополнительно по нормам обслуживания.

Затраты времени на переезды исследователей от базы ЦНИОР к исследуемым объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сводного баланса рабочего времени нефтегазодобывающих объединений.

5. Обслуживание оборудования и объектов по сбору попутного газа (таблица 28)

Нормативы явочной численности на обслуживание газосборных коллекторов, «усовых» газопроводов (от пункта сепарации до коллектора), газосепараторов, групповых установок, дожимных насосных станций, ступеней сепарации газа при товарных парках рассчитаны по среднегодовым затратам труда на их обслуживание.

При определении затрат труда учтено:

• протяженность маршрута обхода в среднем равна 2/3 (67%) протяженности газосборного коллектора;
• факторы, влияющие на скорость передвижения рабочих;
• рельеф и характер местности, перенос грузов весом до 5 кг.

Нормативы явочной численности рабочих рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а} — сумма времени на производство всех работ в год, чел.-час;

Tсм — 8,2 час.;

Tпз — 0,7 час.;

Tф — 254 дня.

6. Ремонт наземного оборудования скважин, установок для депарафинизации и установок для сбора, замера жидкости (таблица 32)

Нормативы списочной численности на ремонт станков-качалок (по видам ремонтов) рассчитаны на основании «Положения о системе планово-предупредительного ремонта и рациональной эксплуатации технологического оборудования в нефтяной промышленности», часть 1, МНП, 1972 г. по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{р}} \cdot n \cdot K_{1}}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Тр — трудоемкость выполнения одного ремонта (для каждого вида), чел.-час;

n — количество ремонтов (по каждому виду), приходящихся на год. Определяется делением количества ремонтов, предусмотренных структурой межремонтного цикла, на продолжительность межремонтного цикла;

Tф — календарный фонд рабочего времени одного рабочего в год, равный 2083 час. (8,2 час. х 254 дня).

К₁ - коэффициент ужесточения нормативной трудоемкое работ (0,9).

Нормативы списочной численности на ремонт фонтанной арматуры рассчитаны на основании «Временного положения о планово-предупредительных ремонтах нефтепромыслового оборудования», ЦНИИ объединения «Татнефть», 1970 г., по вышеприведенной формуле.

Нормативы списочной численности на ремонт депарафинизационных установок и установок для сбора, замера жидкости рассчитаны по среднегодовым затратам труда на выполнение ремонтных работ по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{р}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{см}} \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} \cdot K,

где

\sum \text{Т}_{\text{р}} \cdot n — затраты времени на выполнение капитальных и текущих ремонтов, приходящихся на год, чел.-мин.;

Tсм — 492 мин.;

Tф — 254 дня;

К — коэффициент для перехода от явочной численности к списочной в условиях прерывного производства, равный 1,12.

7. Ремонт глубинных насосов (таблица 33)

Нормативы списочной численности на ремонт глубинных насосов рассчитаны на основании системы планово-предупредительного ремонта (ППР) эксплуатационного оборудования, разработанной центральной научно-исследовательской лабораторией объединения «Куйбышевнефть», и трудоемкости одного ремонта, установленной по сборнику «Единые нормы времени на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента», изд. 1971 г. (§ 24 — 27).

Нормативы численности рассчитаны на основании этих данный по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — норма времени на производство каждого вида ремонта, чел.-час.;

n — количество ремонтов (по каждому виду) приходящихся на год;

Tф — 2083 час.

8. Ремонт насосов (таблица 35)

Нормативы списочной численности рабочих на ремонт насосов разработаны на основании системы планово-предупредительного ремонта (ППР) оборудования, работающего на предприятиях нефтедобывающей промышленности, разработанной Центральной научно-исследовательской лабораторией объединения «Куйбышевнефть». Из системы ППР в таблице нормативов приведены:

• структура межремонтного цикла (порядок чередования ремонтов в межремонтном цикле);
• продолжительность межремонтного цикла (время работы оборудования между капитальными ремонтами или от начала эксплуатации нового оборудования до капитального ремонта);
• сложность выполнения ремонта, выраженная в единицах ремонтной сложности.

Трудоемкость ремонта одной условной единицы ужесточена на 10%, исхода из изменения норм времени на ремонт теплотехнического оборудования и составляет, в чел.-час.:

Виды работ	Текущий ремонт	Средний ремонт	Капитальный ремонт
Слесарные и вальцовочные	1,00	3,96	5,49
Сварочные	0,04	0,07	0,36
Станочные	0,54	2,18	2,70
Прочие	0,04	0.09	0.45
Итого:	1,62	6,30	9,00

Нормативы списочной численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе в расчете на год определялись для каждого вида ремонта по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Трс — сложность выполнения одного ремонта в условных единицах;

n — количество ремонтов (по каждому виду ремонта), приходящихся на год. Определяется делением количества ремонтов (по видам), предусмотренных структурой межремонтного цикла, на продолжительность межремонтного цикла;

r — трудоемкость одной условной единицы ремонтной сложности по видам ремонта, чел.-час.: текущий — 1,62; средний — 6,30; капитальный — 9,00;

Tф — 2083 час.

9. Ремонт компрессоров (таблица 36)

Нормативы списочной численности на ремонт компрессоров рассчитаны для марок компрессоров:

ВУ, КСЭ, ГК, К, ВК, РСК, ГТК, Тандем — по положению о ППР нефтепромыслового оборудования, разработанного ЦНИЛ объединения «Татнефть»;

остальных — на основании показателей системы ППР и трудоемкостей, приведенных в сборнике «Нормативы численности рабочих, занятых на ремонте технологического оборудования нефтеперерабатывающих заводов» (ЦБПНТ, 1964 г.).

Нормативы рассчитывались для каждого вида ремонта по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} \cdot 1,1,

где

Трс — ремонтная сложность выполнения каждого вида ремонта в условных единицах;

n — количество ремонтов (по видам), приходящихся на год, определяется по формуле:

n = \frac{n_{1} \cdot 8760}{\text{М}} ,

где

n₁ - количество ремонтов (по видам), предусмотренных структурой межремонтного цикла;

8760 — количество часов работы в год при круглосуточной непрерывной работе;

М — продолжительность межремонтного цикла в часах.

r — трудоемкость одной условной единицы, равная 10 чел.-час.;

1,1 — коэффициент, учитывающий трудоемкость ремонта арматуры и трубопроводов;

Tф = 2083 час.

Трудоемкость ревизии принята в размере 5% от трудоемкости капитального ремонта, продолжительность работы между ревизиями — 720 час.

10. Ремонт технологического оборудования установок по подготовке нефти (таблица 37)

Нормативы списочной численности на ремонт действующего технологического оборудования установок для подготовки нефти определены по основным показателям системы планово-предупредительного ремонта, заимствованной из сборника «Нормативы численности рабочих, занятых на ремонте технологического оборудования нефтеперерабатывающих заводов», ЦБПНТ, 1964 год.

В таблицах нормативов приведена сложность капитального ремонта в условных единицах. Сложность текущего ремонта принята в размере 30% от капитального ремонта.

Нормативы рассчитывались по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} \cdot 1,6,

где

Трс — ремонтная сложность выполнения каждого вида ремонта в условных единицах;

n — количество ремонтов, приходящихся на год;

r — 10 чел.-час.;

Tф = 2083 час.

1,6 — коэффициент, учитывающий трудоемкость ремонтов, в том числе:

• трубопроводов установки (принято в объеме 17% от общей трудоемкости ремонтов аппаратов, печей, машинного оборудования и емкостей);
• арматуры (принято в среднем в объеме 15% от общей трудоемкости ремонтов аппаратов, печей, машинного оборудования и емкостей);
• внеплановых ремонтных работ, подготовки к работе в зимних условиях и пр. (принято в размере 28% от общей трудоемкости ремонтов аппаратов, печей, машинного оборудования и емкостей).

11. Ремонт технологических резервуаров (таблица 38)

Нормативы списочной численности на ремонт технологических резервуаров рассчитаны на основании системы планово-предупредительного ремонта эксплуатационного оборудования на нефтяных промыслах по категориям ремонтной сложности, разработанным объединением «Татнефть», изд. 1970 г., по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где значения те же, что и в п. 10 (r = 10 чел.-час.; Tф = 2083 час).

12. Ремонт оборудования водоочистных станций (таблица 41)

Нормативы списочной численности на ремонт оборудования водоочистных станций разработаны НИС объединения «Коминефть» по основным показателям системы планово-предупредительного ремонта оборудования. Нормативами численности учтены все виды ремонтных работ (слесарные, кузнечные, плотничные, станочные и др.), а также ремонт трубопроводов и арматуры, входящих в обвязку установленного оборудования.

13. Ремонт теплотехнического оборудования,

вентиляторов и дымососов (таблицы 42, 43)

Нормативы списочной численности на ремонт теплотехнического оборудования, вентиляторов и дымососов разработаны на основании системы планово-предупредительного ремонта оборудования, работающего на предприятиях нефтедобывающей промышленности, разработанной Центральной научно-исследовательской лабораторией объединения «Куибышевнефть».

Из системы ППР в таблице нормативов приведены:

• структура межремонтного цикла;
• продолжительность межремонтного цикла;
• сложность выполнения ремонта и межремонтного обслуживания в единицах ремонтной сложности.

Трудоемкость межремонтного обслуживания и ремонта одной условной единицы ужесточена на 10%, исходя из изменения норм времени на ремонт теплотехнического оборудования.

Трудоемкость межремонтного обслуживания одной условной единицы ремонтной сложности оборудования

№ п/п	Группа оборудования	Время, необходимое для обслуживания, чел.-час.
1.	Котлы	0
2.	Вентиляторы и дымососы	0,18
3.	Оборудование химводоочистки, подогреватели, трубопроводы	0,13

Трудоемкость ремонтов одной условной единицы ремонтной сложности оборудования

Оборудование	Виды работ	Время, необходимое для производства ремонта, чел.-час.
		текущий	средний	капитальный
1	2	3	4	5
Котлы	Слесарные и вальцовочные	0,90	4,05	5,58
	Сварочные	0,18	0,90	1,35
	Станочные	0,09	0,45	0,72
	Прочие	0,45	0,90	1,35
	Итого:	1,62	6,30	9,00
Вентиляторы и дымососы	Слесарные	1,18	4,34	6,21
	Сварочные	0,04	0,07	0,36
	Станочные	0,36	1,80	1,98
	Прочие	0,04	0,09	0,45
	Итого:	1,62	6,30	9,00
Емкости	Слесарные и вальцовочные	1,80	-	6,12
	Сварочные	0,63	-	1,98
	Станочные	-	-	-
	Прочие	0,27	-	0,90
	Итого:	2,70	-	9,00
Оборудование химводоочистки	Слесарные	1,98	-	5,58
	Сварочные	0,18	-	1,62
	Станочные	0,14	-	0,45
	Прочие	0,40	-	1,35
	Итого:	2,70	-	9,00
Подогреватели	Слесарные и вальцовочные	1,08	4,14	5,40
	Сварочные	0,09	0,90	1,80
	Станочные	0,04	0,27	0,54
	Прочие	0,41	0,99	1,26
	Итого:	1,62	6,30	9,00
Трубопроводы	Слесарные	2,70	-	5,40
	Сварочные	1,35	-	2.70
	Станочные	0,18	-	0,27
	Прочие	0,27	-	0,63
	Итого:	4,50	-	9,00

Нормативы списочной численности на ремонт и обслуживание единицы оборудования при круглосуточной работе в расчете на год определялись для каждого вида ремонта по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Трс — ремонтная сложность выполнения каждого вида ремонта в условных единицах;

n — количество ремонтов (по видам), приходящихся на год;

r — трудоемкость одной условной единицы межремонтного обслуживания или ремонта (по видам ремонтов), приведенная выше;

Tф = 2083 час.

14. Ремонт оборудования, применяемого при капитальном и подземном ремонте скважин (таблица 44)

Нормативы списочной численности на текущий, средний, капитальный ремонт одной единицы оборудования (талевого блока, кронблока, крюка, вертлюга, АПР-2, ротора, пакера) рассчитаны на основании «Временного положения о ППР нефтепромыслового оборудования», 1970 г., разработанного ЦНИЛ объединения «Татнефть» по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{р}c} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} .

Нормативы численности на ремонт единицы оборудования, перечисленного в пунктах 8 - 11 (вышка-мачта подъемника, лебедка, коробка передач, лебедки, элеватор), рассчитаны по системе ППР объединения «Мангышлакнефть» по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{р}c} \cdot n \cdot r \cdot \text{к}_{1}}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

\sum \text{Т}_{\text{р}c} \cdot n — трудоемкость выполнения всех видов ремонтов, приходящихся на год, в условных единицах;

r = 10 чел.-час.;

Tф = 2083 час.;

К₁ - коэффициент ужесточения нормативной трудоемкости ремонта оборудования, равный 0,83.

15. Ремонт грузоподъемного оборудования (таблица 45)

Нормативы списочной численности на ремонт оборудования рассчитаны на основании «Временного положения о планово-предупредительных ремонтах нефтепромыслового оборудования», 1970 г. разработанного ЦНИЛ объединения «Татнефть». Основные показатели системы ППР приводятся в приложении 19. Трудоемкость ревизий принята в размере 30% от трудоемкости всех видов ремонта. Нормативы определялись по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{р}c} \cdot n \cdot r \cdot \text{к}_{1}}{\text{Т}_{\text{ф}}} \cdot 1,3,

где

\sum \text{Т}_{\text{р}c} \cdot n — трудоемкость выполнения всех видов ремонтов, приходящихся на год, в условных единицах;

r = 10 чел.-час.;

Tф = 2083 час.;

К₁ - коэффициент ужесточения нормативной трудоемкости ремонта оборудования, равный 0,9;

1,3 — коэффициент, учитывающий трудоемкость ревизии.

16. Ремонт двигателей внутреннего сгорания (таблица 46)

Нормативы списочной численности рабочих на слесарные и сварочные работы по ремонту ДВС рассчитаны на основе «Положения о планово-предупредительном ремонте оборудования, применяемого на геологоразведочных работах», Госгеолиздат, 1962 г., на 10 тыс. машино-часов работы двигателя. Основные показатели системы ППР приведены в приложении 20.

Нормативы на каждый вид ремонта определялись по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{р}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Тр — трудоемкость одного ремонта (по каждому виду ремонта), чел.-час.;

n — количество ремонтов, приходящихся на 10 тыс. машино-часов работы двигателя. Определяется делением количества ремонтов (по каждому виду), предусмотренных структурой межремонтного цикла, на продолжительность межремонтного цикла, в машино-часах, и умножением полученной величины на 10000; Tф = 2083 час.

17. Ремонт регенерационных установок (таблица 47)

Нормативы списочной численности на ремонт регенерационных установок разработаны НИС объединения «Коминефть» по основным показателям системы планово-предупредительного ремонта оборудования.

18. Ремонт лабораторного оборудования (таблица 48)

Нормативы списочной численности на ремонт лабораторного оборудования определены на ремонт 100 приборов.

Нормативы численности разработаны на основании фотохронометражных наблюдений, технических расчетов, отчетных и статистических материалов НИС объединения «Коминефть».

19. Монтаж и демонтаж ЛЭП, кабельных линий, линий связи и трансформаторных подстанций (таблица 54)

Нормативы явочной численности на монтаж и демонтаж кабельных линий и трансформаторных подстанций определены по трудовым затратам НИС объединения «Коминефть» по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{к}_{1}}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — нормы времени на выполнение комплекса работ при монтаже или демонтаже;

Tф = 2083 час.;

К1 — коэффициент ужесточения норм времени, равный 0,8.

Нормативы явочной численности на монтаж и демонтаж ЛЭП и линий связи рассчитаны по затратам труда по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}}}{\text{Т}_{\text{ф}}} .

Нормы времени на выполнение типового набора работ при монтаже и демонтаже ЛЭП и линий связи определены по сборнику «ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы нефтяной промышленности», изд. 1971 — 1972 г., «ЕНВ на транспортно-такелажные работы изд. 1969 г., ЕНиР. Сб. 2 „Земляные работы“ вып. 1.»

Нормы времени на установку на опорах плакатов по технике безопасности (приложение 21) приняты по нормам времени объединения «Куйбышевнефть».

20. Ремонт электрооборудования (таблицы 55 - 67)

Нормативы списочной численности рабочих на ремонт электрооборудования рассчитаны на основе системы планово-предупредительного ремонта, разработанной Центральной научно-исследовательской лабораторией объединения «Куйбышевнефть» для электрооборудования, работающего на предприятиях нефтедобывающей промышленности.

Из системы планово-предупредительного ремонта в таблицах нормативов приведены:

• структура межремонтного цикла (порядок чередования ремонтов в межремонтном цикле);
• продолжительность межремонтного цикла (время работы оборудования между капитальными ремонтами или от начала эксплуатации нового оборудования до капитального ремонта);
• сложность выполнения ремонта, выраженная в условных единицах ремонтной сложности.

Трудоемкость ремонта одной условной единицы (время на выполнение электрослесарных и прочих работ) ужесточена на 16% и составляет по видам ремонтов:

текущий — 0,84 чел.-час.

средний — 5,04 чел.-час.

капитальный — 10,92 чел.-час.

Ужесточена трудоемкость ремонта воздушных и кабельных электрических сетей на основании проверки в производственных условиях.

Нормативы численности на выполнение станочных работ при ремонте электрооборудования приведены в таблице 49.

Нормативы списочной численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе в расчете на год определялись для каждого вида ремонтов по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Трс — ремонтная сложность выполнения каждого вида ремонта, в условных единицах;

n — количество ремонтов (по каждому виду ремонта), приходящихся на год. Определяется делением количества ремонтов, предусмотренных структурой межремонтного цикла, на продолжительность межремонтного цикла;

r — трудоемкость одной условной единицы ремонтной сложности, чел.-час., (для текущего — 0,84; среднего — 5,04, капитального — 10,92);

Tф — календарный фонд рабочего времени 1-ого рабочего в год, равный 2083 час. (8,2 час. х 254 дня).

Производство технического обслуживания предусматривается этой же численности рабочих.

21. Ремонт основных узлов электропогружных установок (таблица 69)

Нормативы списочной численности на ремонт единицы оборудования рассчитаны по основным показателям системы планово-предупредительного ремонта оборудования, разработанной ЦНИИ объединения «Куйбышевнефть».

Для электродвигателей типа ПЭД продолжительность межремонтного цикла уточнена на основании данных объединений «Татнефть», «Башнефть».

Нормативы численности для каждого вида ремонта определялись по формуле:

Для гидравлической части:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r \cdot \text{к}_{1}}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

Для электрической части:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Трс — ремонтная сложность выполнения каждого вида ремонта в условных единицах;

n — количество ремонтов, приходящихся на год;

r — трудоемкость одной условной единицы, равная: для ремонта гидравлической части электропогружных установок для всех видов ремонта — 10 чел.-час.; для ремонта электрической части злектропогружных установок: для текущего — 0,84 чел.-час.; среднего — 5,04 чел.-час.; капитального — 10,92 чел.-час.;

К1 — коэффициент ужесточения нормативной трудоемкости работ, равный 0,9;

Tф — 2083 час.

22. Монтаж и демонтаж ЭПН на скважине (таблица 70)

Нормативы явочной численности рассчитаны по затратам труда на выполнение 10 работ по формуле:

монтаж, демонтаж электропогружной установки:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 10 \cdot \text{К}_{1}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

погрузочно-разгрузочные работы и транспортировка на 10 км:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 10}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр х 10 — норма времени на выполнение 10 монтажей, демонтажей, погрузочно-разгрузочных работ и транспортировку электропогружных установок на 10 км;

Tсм — средняя продолжительность смены (492 мин.);

Tпз — подготовительно-заключительное время в начале и в конце смены, инструктаж, (42 мин.);

К1 — коэффициент ужесточения норм времени;

Tф = 254 дня.

Нормы времени на выполнение типового набора работ при монтаже и демонтаже ЭПН определены по сборнику «ЕНВ на подземный ремонт скважин», ВНИИОЭНГ, Москва, 1970 г.

Нормы времени на погрузочно-разгрузочные работы заимствованы из сборника «УНВ на подземный ремонт скважин», Куйбышев, 1965 г., на транспортировку приняты согласно приложения 10 настоящего сборника с учетом состава звена — 2 чел.

23. Обслуживание и ремонт аппаратуры, средств и систем автоматизации и телемеханизации, установленных на скважинах, групповых установках, объектах подготовки и перекачки нефти, поддержания пластового давления, сбора и использования попутного газа, пароводоснабжения (таблица 71)

Нормативы списочной численности на обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации и телемеханизации рассчитывались по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{рс}} \cdot n \cdot r \cdot 1,1}{\text{Т}_{\text{ф}}} \cdot \text{К}_{1},

где

Трс — - трудоемкость выполнения комплекса работ на одном устройстве (приборе) в условных единицах;

r — трудоемкость одной условной единицы, равная 10 чел.-час.;

n — количество работ в год;

К1 — коэффициент ужесточения нормативной трудоемкости работ (0,9);

1,1 — коэффициент, учитывающий время на переезды (переходы) между объектами.

Tф — 2083 час.

Перечни работ, выполняемых при обслуживании и ремонтах аппаратуры, средств и систем автоматизации, трудоемкости и количество работ в год установлены с учетом коэффициента надежности работы 0,80 — 0,85.

Трудоемкости полных проверок (в том числе ремонт аппаратуры) установлены экспертным путем. Трудоемкость частичных проверок, текущей эксплуатации, организационных работ принята в размере 25 — 50 от общей трудоемкости полных проверок. Частота выполнения работ принята по «Правилам технической эксплуатации средств и систем автоматизации и телемеханизации в нефтедобывающей промышленности», ВНИИОЭНГ, 1967 г.

Нормативы численности рабочих на ремонт средств контроля и автоматизации установленных на ЭЛОУ, ТХУ, товарном парке, компрессорной станции, котельной и др. объектах рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{р}} \cdot n \cdot \text{к}_{1}}{\text{Т}_{\text{ф}}} \cdot 1,1,

где

Тр — затраты времени на выполнение капитальных и текущих ремонтов, приходящихся на год, чел.-час.;

К1 — коэффициент ужесточения действующих норм времени (0,8);

1,1 — коэффициент, учитывающий время на переезды, переходы между объектами;

Tф — 2083 часа.

Для расчетов взята периодичность ремонтов, принятая на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях в соответствии с Положением о системе планово-предупредительного ремонта приборов теплового контроля.

Наименование приборов		Продолжит. работы между ремонт. мес.		Структура межремонтного цикла	К-во рем. в год
		капит.	текущий		К	Т
1.	Термопары	12	6 — 50% всего к-ва	К-Т-К	1	1,5
			4 — 50%	К-2Т-К
2.	Регулирующие клапаны	12	То же	То же	1	1,5
3.	Приборы для измерения температуры (потенциометры, электронные мосты, милливольтметры, логометры, гальванометры)	24	6	К-3Т-К	0,5	1,5
4.	Все остальные приборы	12	6	К-Т-К	1	1

Величина трудоемкости капитального ремонта приборов, рассчитанная по действующим нормам времени, заимствована из сборника «Нормативы численности рабочих, обслуживающих технологические установки и производства предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», Москва 1966 год.

Трудоемкость текущего ремонта принята в размере 50% от объема капитального ремонта.

24. Обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации установок комплексной подготовки нефти (таблица 72)

Нормативы численности на обслуживание и ремонт средств контроля и автоматизации заимствованы из сборника «Нормативы численности рабочих по обслуживанию и ремонту оборудования газоперерабатывающих заводов», М., ЦНИСГАЗПРОМ, 1971.

В нормативах также учтены работы: на обслуживание и ремонт приборов К и А подсобного хозяйства, на обработку картограмм и диаграмм регистрирующих приборов; экспериментальные работы и внедрение новых приборов, станочные и др. работы.

25. Подготовка скважин к текущему ремонту (таблица 74)

Нормативы явочной численности на подготовку скважин к текущему ремонту определены по затратам труда, необходимым на их выполнение.

В результате анализа данных о типовых наборах работ, осуществляемых при подготовке скважин к текущему ремонту различными подъемными сооружениями на скважине различного способа эксплуатации, принят наиболее распространенный комплекс работ для постоянно оснащенной скважины и для скважины, не имеющей оснастки.

Нормативы численности рассчитаны на отдельные виды работ, производимых при подготовке скважин к текущему ремонту по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где НВр — норма времени на подготовку одной скважины к текущему ремонту, чел.-час.;

100 — количество подготовок (км переездов), заложенное в расчет;

Tсм = 8,2 час.;

Tпз = 0,7 час.;

Tф = 254 дня.

Нормы времени на работы, производимые при подготовке к текущему ремонту, определены по действующим справочникам норм времени: «ЕОНВ на монтаж и демонтаж нефтепромыслового оборудования», 1971 г.; «ЕНВ на подземный ремонт скважин», 1970 г., «ЕНВ на транспортно-такелажные работы», 1969 г.

26. Производство текущего ремонта скважин (таблица 76)

Нормативы явочной численности определены на производство 1000 вахто-часов текущего ремонта скважин с учетом способа эксплуатации скважин и количественного состава вахты по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{обс}} \cdot 1000}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нобс — численность рабочих в вахту (без машинистов подъемников) согласно норм обслуживания;

1000 — заложенное в расчет количество вахто-часов;

Tф — время обслуживания оборудования подземного ремонта скважин при прерывном производстве — 2083 (8,2 х 254), при непрерывном производстве 2993 (8,2 х 365) час.

27. Подготовка скважин к капитальному ремонту (таблица 78)

Нормативы явочной численности рабочих на подготовку скважин к капитальному ремонту определены по затратам труда, необходимым на их выполнение. В расчет принят наиболее распространенный комплекс работ, производимых при подготовке скважин различными подъемными сооружениями в зависимости от видов ремонтов.

Затраты времени на одну подготовку скважин к капитальному ремонту и транспортировку грузов определяются путем суммирования норм времени на подготовительно-заключительные работы, зависящие от видов предстоящих капитальных ремонтов (приложение 27а) и не зависящие (приложение 27б). Нормы времени установлены по данным НИС-исполнителей.

Нормативы численности рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 10}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — нормы времени на подготовительно-заключительные работы перед капитальным ремонтом скважины;

10 — количество подготовок, принятое в расчет;

Tсм = 8,2 час.

Tпз = 0,7 час.

Tф — 254 дня.

28. Производство капитального ремонта скважин (таблица 80)

Нормативы явочной численности определены на производство 1000 вахто-часов капитального ремонта скважин с учетом категории сложности ремонта, типа оборудования и диаметра бурильных и насосно-компрессорных труб по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{обс}} \cdot 1000}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нобс — численность рабочих в вахту (без машинистов подъемников) согласно норм обслуживания;

1000 — заложенное в расчет количество вахто-часов;

Tф — 2083 час. при прерывном производстве или 2993 час при непрерывном производстве.

29. Производство лабораторных работ (таблица 85)

Нормативы явочной численности рабочих на производство лабораторных работ определена по затратам труда на их выполнение.

Нормы времени на определение анализов принята по сборнику «Типовые нормы времени на лабораторные работы в нефтедобыче», ВНИИОЭНГ, 1973 г.

Нормативы численности рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — норма времени на определение одного анализа;

100 — количество анализов (работ), принятое в расчет;

Tф = 2083 час.

30. Остеклование, покрытие бакелитовыми лаками насосно-компрессорных труб (таблица 86)

Нормативы явочной численности на остеклование, покрытие бакелитовыми лаками насосно-компрессорных труб определены по нормам времени НИС объединения «Мангашлакнефть» на 1000 метров насосно-компрессорных труб по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 1000}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

Нвр — норма времени на остеклование, покрытие бакелитовыми лаками 1 м труб;

1000 — количество метров насосно-компрессорных труб, заложенное в расчет;

Tф = 2083 часа.

31. Сбор и сдача металлолома (таблица 87)

Нормативы явочной численности рассчитаны по затратам труда на работы, выполняемые при сборе и сдаче металлолома.

При определении трудовых затрат на погрузочно-разгрузочные работы учтена степень механизации работ.

При определении трудоемкости сопровождения металлолома учтено;

• категория эксплуатации дорог;
• грузоподъемность автомашин;
• коэффициент использования грузоподъемности автомашин. Нормативы численности по видам работ рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где

n — количество работ по видам, принятое в расчет;

Tф = 2083 часа.

32. Уборка производственных, служебных и бытовых помещений (таблицы 89 - 90)

Нормативы заимствованы из сборника «Типовые нормативы численности вспомогательных рабочих ремонтно-механических заводов нефтяной промышленности». ВНИИОЭНГ, 1972 г.

Приложение 1

УКРУПНЕННЫЕ НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА И ПЕРЕХОДЫ К ОБСЛУЖИВАЕМОМУ ОБОРУДОВАНИЮ И ОБЪЕКТАМ (СКВАЖИНЕ, ГРУППОВОЙ УСТАНОВКЕ, ТРАПУ, МЕРНИКУ И Т.П.)

Укрупненные нормативы разработаны для наиболее распространенных условий с целью уменьшения трудоемкости расчетов необходимой нормативной численности. Нормативы рассчитаны на основании таблиц 1 и 10 настоящего сборника.

Среднее расстояние между объектами, м	Норматив явочной численности на 1 скважину						№ норматива
	переходы			переезды
	рельеф местности
	равнинный	пересеченный	резкопересеченный	равнинный	пересеченный	резкопересеченный
1	2	3	4	5	6	7	8
А. Телемеханизированная
I. Глубиннонасосная эксплуатация
25	0,0329	0,0331	0,0332	0,0326	0,0326	0,0326	1
50	0,0333	0,0337	0,0339	0,0326	0,0336	0,0327	2
75	0,0337	0,0343	0,0346	0,0327	0,0327	0,0328	3
100	0,0342	0,0349	0,0353	0,0327	0,0328	0,0326	4
150	0,0350	0,0362	0,0367	0,0328	0,0329	0,0330	5
200	0,0358	0,0374	0,0381	0,0329	0,0331	0,0332	6
250	0,0366	0,0386	0,0394	0,0331	0,0332	0,0334	7
300	0,0375	0,0398	0,0409	0,0332	0,0334	0,0335	8
350	0,0383	0,0411	0,0422	0,0333	0,0335	0,0337	9
400	0,0391	0,0423	0,0437	0,0334	0,0337	0,0339	10
450	0,0400	0,0435	0,0450	0,0335	0,0338	0,0341	11
500	0,0407	0,0447	0,0465	0,0336	0,0340	0,0342	12
550	0,0416	0,0459	0,0479	0,0337	0,0341	0,0344	13
600	0,0424	0,0472	0,0493	0,0338	0,0342	0,0346	14
650	0,0432	0,0434	0,0507	0,0339	0,0344	0,0347	15
700	0,0442	0,0496	0,0519	0,0340	0,0345	0,0349	16
750	0,0450	0,0508	0,0535	0,0342	0,0347	0,0351	17
800	0,0458	0,0521	0,0547	0,0343	0,0348	0,0353	18
850	0,0467	0,0533	0,0561	0,0344	0,0350	0,0354	19
900	0,0475	0,0545	0,0575	0,0345	0,0351	0,0356	20
950	0,0483	0,0557	0,0589	0,0346	0,0352	0,0358	21
1000	0,0490	0,0569	0,0605	0,0347	0,0354	0,0359	22
2. Фонтанно-компрессорная эксплуатация
25	0,0152	0,0154	0,0155	0,0149	0,0149	0,0149	23
50	0,0156	0,0160	0,0162	0,0149	0,0149	0,0150	24
75	0,0160	0,0166	0,0169	0,0149	0,0150	0,0151	25
100	0,0165	0,0172	0,0176	0,0150	0,0151	0,0151	26
150	0,0173	0,0185	0,0190	0,0151	0,0152	0,0153	27
200	0,0181	0,0197	0,0204	0,0152	0,0154	0,0155	28
250	0,0189	0,0209	0,0217	0,0154	0,0155	0,0157	29
300	0,0198	0,0221	0,0232	0,0155	0,0157	0,0158	30
350	0,0206	0,0234	0,0245	0,0156	0,0158	0,0160	31
400	0,0214	0,0246	0,0260	0,0157	0,0160	0,0162	32
450	0,0223	0,0258	0,0273	0,0158	0,0161	0,0164	33
500	0,0230	0,0270	0,0288	0,0159	0,0163	0,0165	34
550	0,0239	0,0282	0,0302	0,0160	0,0164	0,0167	35
600	0,0247	0,0295	0,0316	0,0161	0,0165	0,0169	36
650	0,0255	0,0307	0,0330	0,0162	0,0167	0,0170	37
700	0,0265	0,0319	0,0342	0,0163	0,0168	0,0172	38
750	0,0273	0,0331	0,0358	0,0165	0,0170	0,0174	39
800	0,0281	0,0344	0,0370	0,0166	0,0171	0,0176	40
850	0,0290	0,0356	0,0384	0,0167	0,0173	0,0177	41
900	0,0298	0,0368	0,0398	0,0168	0,0174	0,0179	42
950	0,0306	0,0380	0,0412	0,0169	0,0175	0,0181	43
1000	0,0313	0,0392	0,0428	0,0170	0,0177	0,0182	44
3. Эксплуатация электропогружным насосом
25	0,0162	0,0164	0,0165	0,0159	0,0159	0,0159	45
50	0,0166	0,0170	0,0172	0,0159	0,0159	0,0160	46
75	0,0170	0,0176	0,0179	0,0160	0,0160	0,0161	47
100	0,0175	0,0182	0,0186	0,0160	0,0161	0,0161	48
150	0,0183	0,0195	0,0200	0,0161	0,0162	0,0163	49
200	0,0191	0,0207	0,0214	0,0162	0,0164	0,0165	50
250	0,0199	0,0219	0,0227	0,0164	0,0165	0,0167	51
300	0,0208	0,0231	0,0242	0,0165	0,0167	0,0168	52
350	0,0216	0,0244	0,0255	0,0166	0,0168	0,0170	53
400	0,0224	0,0256	0,0270	0,0167	0,0170	0,0172	54
450	0,0233	0,0268	0,0283	0,0168	0,0171	0,0174	55
500	0,0240	0,0280	0,0298	0,0169	0,0173	0,0175	56
550	0,0249	0,0292	0,0312	0,0170	0,0174	0,0177	57
600	0,0257	0,0305	0,0326	0,0171	0,0175	0,0179	58
650	0,0265	0,0317	0,0340	0,0172	0,0177	0,0180	59
700	0,0275	0,0329	0,0352	0,0173	0,0178	0,0182	60
750	0,0283	0,0341	0,0368	0,0175	0,0180	0,0184	61
800	0,0291	0,0354	0,0380	0,0176	0,0181	0,0186	62
850	0,0300	0,0366	0,0394	0,0177	0,0183	0,0187	63
900	0,0308	0,0378	0,0408	0,0178	0,0184	0,0189	64
950	0,0316	0,0390	0,0422	0,0179	0,0185	0,0191	65
1000	0,0323	0,0402	0,0438	0,0180	0,0187	0,0192	66
Б. Нетелемеханизированная
1. Глубиннонасосная эксплуатация
25	0,0422	0,0426	0,0428	0,0415	0,0415	0,0416	67
50	0,0431	0,0438	0,0442	0,0416	0,0417	0,0417	68
75	0,0439	0,0451	0,0456	0,0417	0,0418	0,0419	69
100	0,0447	0,0468	0,0470	0,0418	0,0420	0,0421	70
150	0,0464	0,0487	0,0497	0,0421	0,0423	0,0424	71
200	0,0480	0,0512	0,0526	0,0423	0,0426	0,0428	72
250	0,0497	0,0536	0,0553	0,0425	0,0429	0,0431	73
300	0,0514	0,0561	0,0581	0,0427	0,0431	0,0435	74
350	0,0531	0,0585	0,0608	0,0429	0,0434	0,0438	75
400	0,0547	0,0610	0,0636	0,0432	0,0437	0,0442	76
450	0,0564	0,0634	0,0664	0,0434	0,0440	0,0445	77
500	0,0581	0,0658	0,0692	0,0436	0,0443	0,0449	78
550	0,0597	0,0683	0,0720	0,0438	0,0446	0,0452	79
600	0,0614	0,0707	0,0747	0,0440	0,0449	0,0455	80
650	0,0631	0,0732	0,0775	0,0443	0,0452	0,0459	81
700	0,0647	0,0756	0,0803	0,0445	0,0455	0,0462	82
750	0,0664	0,0781	0,0830	0,0447	0,0458	0,0466	83
800	0,0681	0,0805	0,0858	0,0449	0,0460	0,0469	84
850	0,0697	0,0830	0,0886	0,0451	0,0463	0,0473	85
900	0,0714	0,0854	0,0914	0,0454	0,0466	0,0476	86
950	0,0731	0,0878	0,0942	0,0456	0,0469	0,0479	87
1000	0,0747	0,0903	0,0974	0,0458	0,0472	0,0483	88
2. Фонтанно-компрессорная эксплуатация
25	0,0190	0,0194	0,0196	0,0183	0,0183	0,0184	89
50	0,0199	0,0206	0,0210	0,0184	0,0185	0,0185	90
75	0,0207	0,0219	0,0224	0,0185	0,0186	0,0187	91
100	0,0215	0,0231	0,0238	0,0186	0,0188	0,0189	92
150	0,0232	0,0255	0,0265	0,0189	0,0191	0,0192	93
200	0,0248	0,0280	0,0294	0,0191	0,0194	0,0196	94
250	0,0265	0,0304	0,0321	0,0193	0,0197	0,0999	95
300	0,0282	0,0329	0,0349	0,0195	0,0199	0,0203	96
350	0,0299	0,0353	0,0376	0,0197	0,0202	0,0206	97
400	0,0315	0,0378	0,0404	0,0200	0,0205	0,0210	98
450	0,0332	0,0402	0,0432	0,0202	0,0208	0,0213	99
500	0,0349	0,0426	0,0460	0,0204	0,0211	0,0217	100
550	0,0365	0,0451	0,0488	0,0206	0,0214	0,0220	101
600	0,0382	0,0475	0,0515	0,0208	0,0217	0,0223	102
650	0,0399	0,0500	0,0543	0,0211	0,0220	0,0227	103
700	0,0415	0,0524	0,0571	0,0213	0,0223	0,0230	104
750	0,0432	0,0549	0,0598	0,0215	0,0226	0,0234	105
800	0,0449	0,0573	0,0626	0,0217	0,0228	0,0237	106
850	0,0465	0,0598	0,0654	0,0219	0,0231	0,0241	107
900	0,0482	0,0622	0,0682	0,0222	0,0234	0,0244	108
950	0,0499	0,0646	0,0710	0,0224	0,0237	0,0247	109
1000	0,0515	0,0671	0,0742	0,0226	0,0240	0,0251	110
3. Эксплуатация электропогружным насосом
25	0,0210	0,0214	0,0216	0,0203	0,0203	0,0204	111
50	0,0219	0,0226	0,0230	0,0204	0,0205	0,0205	112
75	0,0227	0,0239	0,0244	0,0205	0,0206	0,0207	113
100	0,0235	0,0251	0,0258	0,0206	0,0208	0,0209	114
150	0,0252	0,0275	0,0285	0,0209	0,0211	0,0212	115
200	0,0268	0,0300	0,0314	0,0211	0,0214	0,0216	116
250	0,0285	0,0324	0,0341	0,0213	0,0217	0,0219	117
300	0,0302	0,0349	0,0369	0,0215	0,0219	0,0223	118
350	0,0319	0,0373	0,0396	0,0217	0,0222	0,0226	119
400	0,0335	0,0398	0,0424	0,0220	0,0225	0,0230	120
450	0,0352	0,0422	0,0452	0,0222	0,0228	0,0233	121
500	0,0369	0,0446	0,0480	0,0224	0,0231	0,0237	122
550	0,0385	0,0471	0,0508	0,0226	0,0234	0,0240	123
600	0,0402	0,0495	0,0535	0,0228	0,0237	0,0243	124
650	0,0419	0,0520	0,0563	0,0231	0,0240	0,0247	125
700	0,0435	0,0544	0,0591	0,0233	0,0243	0,0250	126
750	0,0452	0,0569	0,0618	0,0235	0,0246	0,0254	127
800	0,0469	0,0593	0,0646	0,0237	0,0248	0,0257	128
850	0,0485	0,0618	0,0674	0,0239	0,0251	0,0261	129
900	0,0502	0,0642	0,0702	0,0242	0,0254	0,0264	130
950	0,0519	0,0666	0,0730	0,0244	0,0257	0,0267	131
1000	0,0535	0,0691	0,0762	0,0246	0,0260	0,0271	132
	а	б	в	г	д	е

Примечания:

1. К телемеханизированным скважинам относятся также скважины, работающие на телемеханизированные групповые установки.

2. При обслуживании и переходе к скважинам более 1 раза в сутки нормативы численности пересчитываются на основании таблиц 1 и 10.

Приложение 2

УКРУПНЕННЫЕ НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН (В Т.Ч. СПУСК-ПОДЪЕМ СКРЕБКА)

Нормативы рассчитаны на основании таблиц 3 и 4 настоящего сборника.

Глубина спуска скребка, м	Нормативы явочной численности на 1 установку					№ норматива
	ручную	полуавт.	автомат.	ручную	полуавт., автомат.
	Лифт неостеклованный			Лифт остеклованный, покрытый бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами
100	0,0228	0,0241	0,0063	0,0042	0,0050	1
200	0,0330	0,0277	0,0065	0,0049	0,0052	2
300	0,0432	0,0313	0,0067	0,0056	0,0054	3
400	0,0534	0,0349	0,0069	0,0063	0,0056	4
500	0,0636	0,0385	0,0071	0,0070	0,0058	5
600	0,0738	0,0421	0,0073	0,0077	0,0060	6
700	0,0840	0,0457	0,0075	0,0084	0,0062	7
800	0,0942	0,0493	0,0077	0,0091	0,0064	8
900	0,1044	0,0529	0,0079	0,0098	0,0066	9
1000	0,1146	0,0565	0,0081	0,0105	0,0068	10
	а	б	в	г	д

Примечание.

Нормативы рассчитаны на спуск-подъем скребка ручной лебедкой и полуавтоматической установкой (неостеклованный лифт) — один раз в сутки, автоматической установкой (неостеклованный лифт) и ручной лебедкой, полуавтоматической и автоматической установкой (лифт остеклованный, покрытый бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами) — 2 раза в месяц. Для других условий нормативы пересчитываются на основании таблиц 3, 4.

Приложение 3

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

№ п/п	Выполняемая работа	Нормы времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Нетелемеханизированная скважина		Телемеханизированная скважина
			К-во работ в год	Нормы; времени на годовой объем работ, чел.-мин.	К-во работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин.
1	2	3	4	5	6	7
I. Глубиннонасосная эксплуатация скважин
1.	Осмотр СКН и проверка: подачи нефти, нагрева полированного штока, редуктора, исправности канатной подвески	4,3	365	1569,5	182,5	784,8
2.	Подтяжка нижнего пальца шатуна	15,2	8	121,6	8	121,6
3.	Проверка состояния подшипников СКН	21,2	24	508,8	24	508,8
4.	Проверка состояния электродвигателя и пускового устройства	2,4	365	876,0	182,5	438,0
5.	Проверка наличия масла в редукторе	2,7	48	129,6	48	129,6
6.	Проверка, подвязка поводка, установка, крепление, наладка работы штанговращателя	15,7	12	188,4	12	188,4
7.	Подтяжка текстропных ремней	7,7	9	69,3	9	69,3
8.	Подтяжка сальника тройника	1,4	238	333,2	238	333,2
9.	Смена сальниковой набивки тройника	23,6	24	566,4	24	566,4
10.	Очистка или протирка тройника, накидной линии и СКН от грязи и нефти	6,1	40	244,0	40	244,0
11.	Ликвидация замазученности вокруг устья скважины вручную	6,7	52	348,4	52	348,4
12.	Мытье устьевого оборудования и станка-качалки соляркой или паром	72,4	6	434,4	6	434,4
13.	Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля)	2,7	5	13,5	5	13,5
14.	Смена пробоотборного крана	11,2	1	11,2	1	11,2
15.	Смена сальниковой набивки пробоотборного крана (вентиля)	10,8	1	10,8	1	10,8
16.	Смена уплотнительных прокладок фланцевых соединений на устье скважины, выкидной линии	42,5	1	42,5	1	42,5
17.	Проверка ключом состояния задвижек и фланцевых соединений на выкиде скважины, подтягивание сальников на задвижках выкидной линии	2,4	12	28,8	12	28,8
18.	Смена сальниковой набивки на задвижках устья скважины и выкидной линии	27,1	2	54,2	2	54,2
19.	Планировка площадки вокруг устья скважины вручную	56,0	2	112,0	2	112,0
	Итого:			5662,6		4439,9
	20% на прочие и непредвиденные работы			1132,5		887,98
	Всего на обслуживание			6795,1		5327,88
II. Фонтанно-компрессорная эксплуатация скважины
1.	Осмотр и проверка состояния оборудования на устье скважины, проверка подачи нефти в выкидную линию	2,0	365	730	182,5	365,0
2.	Снятие показаний на манометрах	1,00	207	207	103,5	103,5
3.	Проверка ключом состояния крепления задвижек и фланцевых соединений на устье скважины и выкидной линии	5,2	12	62,4	12	62,4
4.	Подтягивание сальников на задвижках на устье скважины и выкидной линии	1,1	71	78,1	71	78,1
5.	Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля)	2,7	5	13,5	5	13,5
6.	Смена сальниковой набивки на задвижках на устье скважины и выкидной линии	27,1	2	54,2	2	54,2
7.	Очистка колонной головки	11,5	2	23,0	2	23,0
8.	Смена сальниковой набивки пробоотборного крана	10,8	1	10,8	1	10,8
9.	Смена пробоотборного крана (вентиля)	11,2	1	11,2	1	11,2
10.	Смена манометра на буфере фонтанной скважины	10,8	2	21,6	2	21,6
11.	Протирка фонтанной арматуры от грязи и нефти	5,0	40	200,0	40	200,0
12.	Мытье фонтанной арматуры соляркой или паром	47,0	2	94,0	2	94,0
13.	Ликвидация замазученности вокруг устья скважины вручную	6,7	52	348,4	52	348,4
14.	Планировка площадки вокруг устья скважины вручную	56	2	112	2	112
15.	Смена уплотнительных прокладок на фланцевых соединениях на устье скважины и выкидной линии	42,5	4	170,0	1	170,0
16.	Очистка штуцера	40	5	200	5	200
17.	Смена штуцера	30,8	5	154	5	154
	Итого			2490,2		2021,7
	20% на прочие и непредвиденные работы			498,0		404,3
	Всего на обслуживание			2988,2		2426,0
III. Эксплуатация скважины электропогружным насосом (ЭПН)
1.	Внешний осмотр станции управления, автотрансформатора и скважины, проверка подачи нефти	2,7	365	985,5	182,	492,7
2.	Проверка состояния сальника на месте ввода электрокабеля в скважину	1,1	12	13,2	12	13,2
3.	Остальные работы согласно перечню, приведенному для фонтанной эксплуатации скважины (п. п. 2 - 17)			1760,2		1656,7
	Итого:			2758,9		2162,6
	20% на прочие и непредвиденные работы			551,8		432,5
	Всего на обслуживание			3310,7		2595,1

Приложение 4

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ВЫПОЛНЕНИЕ СПЕЦИФИЧЕСКИХ И СЕЗОННЫХ РАБОТ, ХАРАКТЕРНЫХ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ РАЙОНОВ

№ п/п	Наименование работ		Ед. изм.	Н. вр. на выполнение 1 работы, чел.-мин.	К-во работ в год	Нормы времени на выполнение объема работ за сезон, чел.-мин.
1	2		3	4	5	6
	1. Специфические работы
	А.	Для скважин с интенсивным отложением парафина
1.	Участие оператора в пропаривании арматуры, выкидной линии и трапа от парафина		1 скв.	75,0	-	-
2.	Участие оператора в закачке конденсата в скважину		-«-»	70,0	-	-
3.	Очистка нефтепроводов от парафина при помощи резиновых «торпед» (пуск «торпеды» от скважины и прием на групповой установке)		1 работа	30	-	-
	Б.	Для скважин с интенсивным отложением песка
4.	Участие в промывке выкидных линий от песка		-«-»	41,9	-	-
5.	Подготовка скважины для промывки от песчаной пробки		-«-»	70,3	-	-
	В.	Для скважин с большим газовым фактором
6.	Продувка газовой линии на скважине		-«-»	10,2	-	-
	Снижение давления газа в затрубном пространстве		-«-»	6,8	-	-
8.	Зажигание газового факела		-«-»	4,9	-	-
	Сезонные работы
	А.	Летние
1.	Прополка травы на обваловке (индивидуальная установка, групповая установка)		1 объект	36	4	144
2.	Скашивание травы вокруг объекта (скважина, групповая установка)		-«-»	120	1	120
	Б.	Зимние
3.	Очистка промыслового объекта от снега		-«-»	15	15	225

Приложение 5

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ

№ п/п	Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Кол-во работ в год на одной установке при условии производства спусков и подъемов скребка установкой			Нормы времени (чел.-мин.) на выполнение всего объема работ в год на одной установке при условии производства спусков и подъемов скребка установкой
			реже 1 раза в сутки	1 раз в сутки	1 раз в смену	реже 1 раза в сутки	1 раз в сутки	1 раз в смену
1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Обслуживание ручной лебедки
1.	Профилактический ремонт скребка к перезарядка	27,5	4,9	6,6	10,0	134,8	181,5	275,0
2.	Смена скребка	20,0	1,0	1,3	2,0	26,0	33,8	52,0
3.	Смена лубрикатора	54,0	0,8	1,0	1,5	43,2	54,0	81,0
4.	Смена сальникового уплотнения лубрикатора и спуск давления через вентиль	20,0	10,0	12,0	20,0	200,0	240,0	400,0
5.	Смена скребковой проволоки (1200 м)	79,0	0,5	0,7	1,0	39,5	55,3	79,0
6.	Смена головки лубрикатора	26,0	0,8	0,9	1,3	20,8	23,4	33,8
7.	Смазка вращающихся частей лебедки	2,0	9,0	9,0	9,0	18,0	18,0	18,0
	Итого:					482,3	606,0	938,8
	Полуавтоматической или автоматической установки
1.	Профилактический ремонт скребка и перезарядка	27,5	4,9	6,6	10,0	134,8	181,5	275,0
2.	Смена скребка	26	0,8	1,1	1,7	20,8	28,6	44,2
3.	Смена стаканной проволоки	34,8	4,5	6,0	9,0	156,6	208,8	313,2
4.	Смена головки лубрикатора	26,0	0,4	0,9	1,3	10,4	23,4	33,8
5.	Смена лубрикатора	54,0	0,7	1,0	1,5	37,8	54,0	81,0
6.	Смена сальникового уплотнения лубрикатора и спуск давления через вентиль	20,0	10,3	13,5	20,5	206,0	270,0	410,0
7.	Смена скребковой проволоки (1200 м)	79,0	0,5	0,6	1	39,5	47,4	79,0
8.	Смена масла в редукторе лебедки	10,0	1,0	1,0	1,0	10,0	10,0	10,0
	Итого:					615,9	823,7	1240,2

Примечание: Если работы по смене скребковой, стаканной проволоки, лубрикатора, масла в редукторе лебедки депарафинизационной установки выполняются рабочими базы производственного обслуживания (БПО), время на обслуживание установки пересчитывается.

Приложение 6

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА СПУСК И ПОДЪЕМ СКРЕБКА РАЗЛИЧНЫМИ УСТАНОВКАМИ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.		К-во работ в год	Время на годовой объем работ, чел.-мин.
		спуск и подъем на 100 м	на каждые последующие 100 м		спуск и подъем на 100 м	на каждые последующие 100 м
Спустить и поднять скребки при помощи установки:
А.	Лифт неостеклованный
1.	Ручной лебедки	8,6	4,6	365	3139	1679
2.	Полуавтоматической	8,6	1,6	365	3139	584
3.	Автоматической (контрольный спуск-подъем)	8,6	1,6	24	206,4	33,4
Б.	Лифт остеклованный, покрытый бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами
1.	Ручной лебедки	8,6	4,6	24	206,4	110,4
2.	Полуавтоматической	8,6	1,6	24	206,4	38,4
3.	Автоматической	8,6	1,6	24	206,4	38,4

Приложение 7

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА И ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

№ п/п	Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Нетелемеханизированная установка		Телемеханизированная установка
			К-во работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин.	К-во работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин.
1.	Осмотр установки, проверка регулятора уровня и предохранительного клапана, уровня нефти в мернике	3	365	1095	182,5	547
2.	Очистка наружной поверхности мерника	120,0	0,5	60	0,5	60
	Итого:			1155		607
	20% на прочие и непредвиденные работы			231		121,4
	Всего на обслуживание			1386		728,4

Приложение 8

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ ГРУППОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА И ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

№ п/п	Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Нетелемеханизированная установка		Телемеханизированная установка
			К-во работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин.	К-во работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин.
1	2	3	4	5	6	7
1.	Проверка работ гидроциклонной головки и дебитомера; булитов, регулятора	4,0	365	1460,0	182,5	730,0
2.	Проверка состояния гребенки и подачи нефтегазовой смеси со скважины	6,1	365	2226,5	182,5	1113,25
3.	Осмотр насосных агрегатов, проверка наличия смазки и доливка, проверка работы разгрузочного устройства по температуре на выкиде	7,0	365	2555,0	182,5	1277,5
4.	Набивка сальников насоса	23,8	24	571,2	24	571,2
5.	Смена манометра	11,1	3	33,3	3	33,3
6.	Снятие показаний счетчиков	3,3	365	1204,5	182,5	602,25
7.	Очистка ГУ от замазученности	53,2	24	1276,8	24	1276,8
8.	Подтягивание болтов, фланцевых соединений и замена болтов	4,8	24	115,2	24	115,2
9.	Смена прокладки на фланцевых соединениях	54,1	12	649,2	12	649,2
10.	Набивка сальника на задвижках	20,3	20	406,0	20	406,0
11.	Уборка помещений насосной	16,5	365	6022,5	182,5	3011,25
12.	Снятие показаний манометров	1,8	365	657,0	182,5	328,5
	Итого:			17177,2		10114,05
	20% на прочие и непредвиденные работ			3435,4		2022,8
	Всего на обслуживание			20612,6		12136,85

Приложение 9

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОТКАЧКУ ЖИДКОСТИ ИЗ МЕРНИКА

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Кол-во работ в год	Нормы времени на выполнение всего объема работ в год, чел.-мин.
1.	Откачка жидкости:
а)	неавтоматизированным насосом в присутствии оператора	10 <*>	365	3650,0
б)	автоматизированным насосом с включением автомата откачки (подогрев зимой)	6	365	2190,0

---

<*> При более продолжительной откачке наблюдение за откачкой совмещается с другими работами.

Приложение 10

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ПЕРЕХОДЫ (ПЕРЕЕЗДЫ) ОДНОГО КИЛОМЕТРА

Выполняемая работа	Норма времени, чел.-мин., на 1 км
	переход с инструментом или аппаратурой весом до 5 кг	переезд на автомашине
Переход (переезд) одного километра с грузом по местности:
Резкопересеченной (подъем свыше 20°; речная пойма, заросшая и заболоченная свыше 20%, изрезанная старицами и болотами, сплошные кочковатые вязкие болота, барханы, (овраги, солончаки, соры и т.п.)	25,0	3,1
Пересеченной (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемами до 20°; речная пойма, заросшая до 30%, прорезанная старицами и озерами и заболоченная до 20%, леса)	22,0	2,6
Равнинной (грунтовая дорога по местности ровной или слабо пересеченной с крупными пологими формами или открытой незаболоченной)	15,0	2,0

Приложение 11

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ КОНТРОЛЬНЫХ, ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ И БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

№ п/п	Наименование работ	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Кол-во работ в год	Нормы времени на выполнение всего объема работ в год на одной скважине, чел.-мин.
		Обслуживание:
	А. Контрольных и пьезометрических скважин
1.	Внешний осмотр скважины	1,6	122	195,2
2.	Подтягивание сальника на задвижке	3,2	12	38,4
3.	Смена манометра	11,1	4	44,4
		Итого:
	Б. Бездействующих скважин
1.	Внешний осмотр	2,6	12	31,2
2.	Проверка буферного и затрубного давления	12,0	12	144
3.	Подтягивание сальников на задвижках	3,2	12	38,4
4.	Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля)	2,7	4	10,8
	Итого:			224,4

Приложение 12

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОТБОР ПРОБ НЕФТИ С РЕЗЕРВУАРОВ

Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.	Примечание
Отбор проб нефти с резервуаров	67,0	Предусматривается отбор с трех уровней: верхнего, центра сливной трубы и днища

Приложение 13

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ЗАМЕР ДЕБИТА СКВАЖИН, ОТБОР ЖИДКОСТИ, ГАЗА

№ п/п	Выполняемая работа		Норма времени на выполнение 1 работы, чел.-мин.
1	2		3
	А. Замер дебита
I.	Замер дебита при помощи мерника на индивидуальной установке		9,0 <*>
II.	Замер дебита скважины на групповой установке:
	1.	При помощи мерника через гребенку	23,5
	2.	При помощи мерника	18,0
	3.	При помощи мерника через гребенку с переводом замеряемой скважины с дополнительной гребенки на замерную	26,8
	4.	Через трап на мерник	26,8
	5.	Через трап на мерник с переводом замеряемой скважины на промежуточной гребенке	23,2
	6.	Через трап на мерник с остановкой скважины, работающей в один коллектор с замеряемой	136,3
	7.	Через трап на мерник с остановкой одной скважины, работающей в один коллектор с замеряемой и переводом на замер с дополнительной гребенки на замерную	183,2
	8.	Через трап на мерник с переводом скважины на замер с дополнительной гребенки без остановки скважины	128,0
	9.	Через трап и счетчик	13,9
	10.	При помощи замерного булита через счетчик	14,9
	11.	Через гребенку на трап	28,1
	12.	С помощью гидроциклона через счетчик	8,4
	13.	С помощью гидроциклона через счетчик с переводом скважины с дополнительной гребенки на замерную	73,7
	14.	Через гребенку, трап и прибор ЭПИД-09 на емкость	75,0
	15.	Через гребенку, трапы I и II ступени сепарации, прибор ДП-430 на замерные емкости	92,1
III.	Замер дебита скважин на автоматической групповой замерной установке типа «Спутник»:
	а)	телемеханизированной	15,3
	б)	нетелемеханизированной	20,2
	Б. Отбор проб жидкости и газа
	1.	Отбор проб жидкости (поверхностных)	7,1
	2.	Отбор проб газа	7,3

---

Примечание. <*> Время на ожидание заполнения мерника, дегазацию нефти в мернике в нормах не учтено, т.к. перекрывается другими работами.

Приложение 14

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ, НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ, КОНТРОЛЬНЫХ И ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН

№ п/п	Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы без спуска и подъема прибора, чел.-мин.	Нормы времени (чел.-мин.) на одну работу со спуском и подъемом прибора на глубину, м
				500	1000	2000	3000	4000	5000
1	2		3	4	5	6	7	8	9
I.	Глубиннонасосная эксплуатация скважин
	1.	Замер забоя или уровня жидкости и водораздела в скважине	24,5	38,0	51,5	78,5	105,5	132,5	159,5
	2.	Отбивка уровня в скважине желонкой	24,5	38,0	51,5	78,5	105,5	132,5	159,5
	3.	Замер статического уровня эхолотом, волномером	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8
	4.	Замер динамического уровня эхолотом, волномером	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8
	5.	Отбивка динамического уровня с помощью орифайса	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9
	6.	Отбивка статического уровня с помощью орифайса	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9
	7.	Снятие кривых восстановления (три раза)	80,4	80,4	80,4	80,4	80,4	80,4	80,4
	8.	Замер давления и температуры в скважине глубинным манометром	49,6	63,1	76,6	103,6	130,6	157,6	184,6
	9.	Замер пластовых давлений	49,6	63,1	76,6	103,6	130,6	157,6	184,6
	10.	Замер забойных давлений	49,6	63,1	76,6	103,6	130,6	157,6	184,6
	11.	Замер пластового давления через затрубное пространство	57,5	87,0	116,5	175,5	234, 5	293,5	352,5
	12.	Замер забойного давления через затрубное пространство	57,5	87,0	116,5	175,5	234,5	293,5	352,5
	13.	Замер поинтервальных давлений через межтрубное пространство (на 10 точек)	245,9	275,4	304,9	363,9	422,9	481,9	540,9
	14.	Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром	28,8	28,8	28,8	28,8	28,8	28,8	28,8
	15.	Снятие кривой восстановления пластового давления через межтрубное пространство	291,6	321,1	350,6	409,6	468,6	527,6	586,6
	16.	Замер дистанционными приборами через межтрубное пространство:
		АПЭЛ-64, 66	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
	17.	Снятие индикаторных кривых с отбивкой динамического и статического уровня эхолотом (при трех измененных режимах)	251,8	265,3	278,8	305,8	332,8	359,8	386,8
	18.	Исследование на периодическую эксплуатацию	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3
	19.	Отбивка песчаных пробок	24,5	38,0	51,5	78,5	105,5	132,5	159,5
	20.	Замер дебита жидкости	24,1	24,1	24,1	24,1	24,1	24,1	24,1
	21.	Замер дебита газа ДП-430	28,5	28,5	28,5	28,5	28,5	28,5	28,5
	22.	Замер газового фактора орифайсом	7,95	7,95	7,95	7,95	7,95	7,95	7,95
	23.	Исследование работы глубинных насосов при помощи динамографа	19,25	19,25	19,25	19,25	19,25	19,25	19,25
	24.	Отбор глубинных проб нефти (жидкости) с помощью пробоотборника ПД-3	81,7	90,7	99,7	117,7	135,7	153,7	171,7
	25.	Шаблонирование скважин, отбивка забоя	10	20,5	31,0	52,0	73,0	94,0	115,0
	26.	Проверка параметров и обследование устьевого оборудования скважины	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
	27.	Снятие профилей отдачи пласта с помощью АПЭЛ (10 точек)	476,6	493,1	509,6	542,6	575,6	508,6	541,6
II.	Фонтанно-компрессорная эксплуатация скважин
	1.	Замер забоя и водораздела в скважине	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	2.	Отбивка уровня желонкой	40,7	54,2:	67,7	94,71	121,7	148,7	175,7
	3.	Замер пластового давления в скважине глубинным манометром	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	4.	Замер забойного давления в скважине глубинным манометром	65,9	79,4 1	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	5.	Замер поинтервальных давлений в обводненных скважинах	265,9	279,4	292,9	319,9	346,9	373,9	400,9
	6.	Снятие кривых восстановления пластового давления	305,4	318,9	332,4	359,4	386,4	413,4	440,4
	7.	Контрольный замер устьевых давлений манометром	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2
	8.	Замер температуры электротермометром	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
	9.	Замер устьевых температур	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2
	10.	Замеры межколонных пропусков (определение герметичности)	269,2	285,7	302,2	335,2	368,2	401,2	434,2
	11.	Замер дебита скважин глубинным дебитомером или снятие профиля отдачи пласта	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
	12.	Замер дистанционным влагомером	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
	13.	Снятие индикаторных диаграмм	305,7	319,2	332,7	359,7	386,7	413,7	440,7
	14.	Отбор глубинных проб жидкости пробоотборником ПД-3	112,9	121,9	130,9	148,9	166,9	184,9	202,9
	15.	Отбор глубинных проб жидкости желонкой	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	16.	Отбор глубинных проб на содержание гелия	112,9	121,9	130,9	148,9	166,9	184,9	202,9
	17.	Замер дебита нефти	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0
	18.	Замер дебита газа	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0
	19.	Замер газового фактора	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6
	20.	Замер дебита и газового фактора	72,6	72,6	72,6	72,6	72,6	72,6	72,6
	21.	Шаблонирование насосно-компрессорных труб	37,5	48,0	58,5	79,5	100,5	121,5	142,5
	22.	Контрольный замер глубины подвески труб	54,3	70,8	87,3	120,3	153,3	186,3	219,3
	23.	Распарафинирование насосно-компрессорных труб турбинкой	204,9	218,4	231,9	258,9	285,9	312,9	339,9
	24.	Смена штуцеров	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
	25.	Гидропрослушивание	191,5	205,0	218,5	245,5	272,5	299,5	326,5
	26.	Исследование скважин КВУ	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4
III.	Эксплуатация скважин, оборудованных ЭПН
	1.	Замер забоя или уровня жидкости и водораздела в скважине	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	2.	Отбивка уровня в скважине желонкой	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	3.	Отбивка статического уровня эхолотом или волномером	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8
	4.	Отбивка динамического уровня эхолотом или волномером	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8
	5.	Замер динамического уровня орифайсом	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9
	6.	Замер статического уровня орифайсом	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9
	7.	Отбивка динамического уровня с помощью РКМ-4Ф	393,2	409,7	426,2	459,2	492,2	525,2	558,2
	8.	Снятие кривых восстановления уровня	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4
	9.	Термометрирование с помощью приборов
		а) регистрационных	135,8	149,3	162,8	189,8	216,8	243,8	270,8
		б) дистанционных	453,2	469,7	486,2	519,2	552,2	585,2	618,2
	10.	Замер пластового давления	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	11.	Замер забойного давления	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	12.	Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2
	13.	Снятие кривой восстановления пластового давления	305,7	319,2	332,7	359,7	386,7	413,7	440,7
	14.	Снятие профилей отдачи пласта с помощью дистанционных приборов	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
	15.	Снятие индикаторных кривых	305,9	319,4	332,9	359,9	386,9	413,9	440,9
	16.	Снятие кривых удельных весов 10 точек	245,9	259,4	272,9	299,9	326,9	353,9	380,9
	17.	Замер дебита скважин	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0
	18.	Замер газового фактора	57,0	57,0	57,0	57,0;	57,0	57,0	57,0
	19.	Отбор глубинных проб нефти и пробоотборником типа ПД-3	112,9	121,9	130,9	148,9	166,9	184,9	202,9
	20.	Отбор глубинных проб жидкости желонкой	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	21.	Шаблонирование НКТ желонкой или специальным шаблоном	37,5	48,0	58,5	79,5	100,5	121,5	142,5
	22.	Отбивка подвески	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
IV.	Нагнетательные скважины
	1.	Отбивка уровня в скважине	43,0	56,5	70,0	97,0	124,0	151,0	178,0
	2.	Замер пластового давления в скважине глубинным манометром	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	3.	Замер забойного давления	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	4.	Замер давления и температуры скважины глубинным манометром	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	5.	Замер пластового давления и приемистости скважины дистанционными приборами	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
	6.	Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8
	7.	Замер устьевого рабочего давления (буферного)	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2
	8.	Снятие кривой восстановления пластового давления	305,4	318,9	332,4	359,4	386,4	413,4	440,4
	9.	Снятие кривых падения буферного давления	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8
	10.	Отбивка динамических и статических уровней (для карт изобар) желонкой	43,0	56,5	70,0	97,0	124,0	151,0	178,0
	11.	Снятие индикаторных диаграмм	353,6	367,1	380,6	407,6	434,6	461,6	488,6
	12.	Замер забоя скважин	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	13.	Термометрирование (АПЭЛ)	553,2	566,7	580,2	607,2	634,2	661,2	688,2
	14.	Замер приемистости пласта дистанционным расходомером	553,2	566,7	580,2	607,2	634,2	661,2	688,2
	15.	Замер приемистости скважин устьевыми приборами	103,8	103,8	103,8	103,8	103,8	103,8	103,8
	16.	Замер приемистости нагнетательных скважин от КНС	103,8	103,8	103,8	103,8	103,8	103,8	103,8
	17.	Снятие профилей отдачи пласта дистанционными приборами	184,4	197,9	211.4	238,4	265,4	292,4	319,4
	18.	Отбор поверхностных проб воды из манифольдной линии	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
	19.	Шаблонирование скважин, отбивка забоев	37,5	48,0	58,5	79,5	100,5	121,5	142,5
	20.	Определение герметичности колонны	269,2	282,7	296,2	323,2	350,2	377,2	404,2
	21.	Замер пластового давления с помощью дистанционных приборов	313,2	326,7	340,2	367,2	394,2	421,2	448,2
	22.	Замер забойного давления с помощью дистанционных приб.	313,2	326,7	340,2	367,2	394,2	421,2	448,2
V.	Контрольные и пьезометрические скважины
	1.	Замер забоя, уровня жидкости, водораздела в скважине	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	2.	Замер пластового давления глубинным манометром	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	3.	Замер давления и температуры в скважине глубинным манометром	65,9	79,4	92,9	119,9	146,9	173,9	200,9
	4.	Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8
	5.	Замеры уровней и пластовых давлений	106,6	120,1	133,6	160,6	187,6	214,6	241,6
	6.	Замер буферного давления	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2
	7.	Замер поинтервальных давлений	265,9	279,4	292,9	319,9	346,9	373,9	400,9
	8.	Снятие кривых восстановления пластового давления	305,4	318,9	332,4	359,4	386,4	413,4	440,4
	9.	Определение герметичности колонны	269,2	282,7	296,2	323,2	350,2	377,2	404,2

Приложение 15

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ ПО СБОРУ ПОПУТНОГО ГАЗА

№ п/п	Выполняемая работа		Ед. изм.	Объем работ	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-час	К-во работ в год	Нормы времени на годов. объем работ, чел.-час (гр. 4 x гр. 5 x гр. 6)
1	2		3	4	5	6	7
	Газосборный коллектор		(1 км)
1.	Переход по маршруту:		км
	а)	при резкопересеченной местности	«»	0,67	0,42	254	71,5
	б)	при пересеченной	«»	0,67	0,33	254	56,2
	в)	при равнинной	«»	0,67	0,25	254	42,5
2.	Продувка конденсата из газопровода через дрип		Дрип	1	0,21	200	42
3.	Очистка дрипа от замазученности		«»	1	0,21	12	2,5
4.	Осмотр колодца		колодец	1	0,14	52	7,3
5.	Маркировка колодца		«»	1	0,54	1	0,5
	или дрипа		Дрип
	Итого:
	а)	при резкопересеченной местности					123,8
	б)	при пересеченной					108,5
	в)	при равнинной					94,8
	«Усовой» газопровод		км
1.	Переход по маршруту:
	а)	при резкопересеченной местности	км	0,67	0,42	85	23,9
	б)	при пересеченной	«»	0,67	0,33	85	18,8
	в)	при равнинной	«»	0,67	0,25	85	14,2
2.	Продувка конденсата из газопровода через дрип		Дрип	1	0,21	12	2,5
3.	Очистка дрипа от замазученности		«»	1	0,21	12	2,5
	Итого:
	а)	при резкопересеченной местности					28,9
	б)	при пересеченной					23,8
	в)	при равнинной					19,2
	Трап газовый
1.	Проверка давления в трапе по манометру и проверка работы отсекателя		Трап	1	0,1	85	8,5
2.	Набивка сальников на задвижке газовой линии		Задв.	1	0,42	1	0,42
3.	Очистка задвижки от грязи		«»	1	0,18	1	0,18
	Итого:						9,10
	ГУ, ГЗНУ, ДНС, II и III ступени сепарации на товарном парке
	Проверка давления в булите, проверка работы отсекателя газа, проверка работы регулятора уровня нефти, проверка давления газа в газопроводе		Объект	1	0,13	254	33,0

Приложение 16

СРЕДНЕГОДОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА РЕМОНТ УСТАНОВОК ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН ИНДИВИДУАЛЬНЫХ И ГРУППОВЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ СБОРА, ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

№ п/п	Выполняемая работа	Норма времени на один ремонт, чел.-мин.	Кол-во ремонтов в год	Нормы времени на весь объем ремонтов в год, чел.-мин.
1	2	3	4	5
	Полуавтоматическая или автоматическая установка для депарафинизации скважин (АДУ-1, АДУ-2, АДУ-3)
	Текущий и средний ремонт	258	2	516
	Индивидуальная установка для сбора, замера жидкости
1.	Текущий ремонт
	запорной и предохранительной арматуры	56,0	4	224
	трапа	54,0	0,375	202,5
	мерника	720	0,25	180
	Итого:			606,5
2.	Капитальный ремонт
	трапа	1680	0,125	210
	мерника	2400	0,25	600
	Итого:	-	-	810,0
	Всего на установку	-	-	1416,5
	Групповая установка для сбора, замера жидкости
1.	Текущий ремонт
	запорной и предохранительной арматуры	56	14	784
	булитов	1080	0,375	405
	гидроциклонной головки	360	0,375	135
	Итого:	-	-	1324
2.	Капитальный ремонт
	булитов	3360	0,125	420
	гидроциклонной головки	1020	0,125	127
	Итого:	-	-	547
	Всего на установку	-	-	871

Приложение 17

ТИПОВОЙ НАБОР РАБОТ И НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА РЕМОНТ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ (НГН, НГВ)

№ п/п	Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-час
	Средний ремонт
1.	Разобрать насос	0,23
2.	Разобрать клапаны	0,06
3.	Разобрать замковый узел	0,07
4.	Разобрать замковую опору	0,05
5.	Промыть и очистить от грязи детали узла цилиндра, проверить состояние деталей	0,12
6.	Промыть и очистить от грязи детали узла плунжера, проверить состояние деталей	0,10
7.	Собрать замковую опору	0,05
8.	Собрать замковый узел	0,07
9.	Собрать клапаны	0,06
10.	Очистить и притереть внутреннюю поверхность втулок	0,25
11.	Собрать насос по узлам	0,46
		Итого:
	30% на прочие и неучтенные работы	0,456
	Всего:	1,976
	Капитальный ремонт
12.	Работа среднего ремонта по пунктам 1 - 11	1,520
13.	Разобрать узел цилиндра	0,14
14.	Притереть торцы втулки насоса по камню и плите	0,3
15.	Притереть торец зажимной муфты по камню и плите	0,3
16.	Подобрать втулки по плунжеру насоса	0,3
17.	Собрать узел цилиндра	0,37
		Итого:
	30% на прочие и неучтенные работы	0,879
	Всего:	3,809

Приложение 18

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СИСТЕМЫ ППР ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

№ п/п	Наименование оборудования и структура межремонтного цикла	Сложность одного ремонта, ед.			Количество ремонтов в год			Общая трудоемкость ремонтов в год, ед.
		Т	С	К	Т	С	К	Т	С	К
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	АПР-2 (К-3Т-К)	0,9	-	3,0	1,2	-	0,36	1,08	-	1,08
2.	Ротор (К-2Т-С-2Т-С-2Т-К)	3,0	-	9,0	1.2	-	0,36	3,6	-	3,24
3.	Талевый блок грузоподъемностью, т
	(К-Т-С-Т-С-Т-К)
	10, 15, 25	0,52	-	3,0	1,2	-	0,36	0,62	-	1,08
	35	0,7	-	4,0	1,2	-	0,36	0,84	-	1,44
	50	0,8	-	4,5	1,2	-	0,36	0,96	-	1,62
	75	1,2	-	7,0	1,2	-	0,36	1,44	-	2,52
4.	Кронблок грузоподъемностью, т
	(К-Т-С-Т-С-Т-К)
	15, 25	0,6	-	3,5	1,2	-	0,36	0,72	-	1,26
	35, 50	0,82	-	4,7	1,2	-	0,36	0,98	-	1,70
5.	Крюк грузоподъемностью, т
	(К-Т-С-Т-С-Т-К)
	10, 15	0,18	-	1,0	1,2	-	0,36	0,21	-	0,36
	25	0,26	-	1,5	1,2	-	0,36	0,31	-	0,54
	50	0,40		2,3	1,2	-	0,36	0,48	-	0,82
	75	0,70	-	4,0	1,2	-	0,36	0,84	-	1,44
6.	Вертлюг грузоподъемностью, т:
	(К-2Т-С-2Т-С-2Т-С-2Т-К)
	25, 50	0,7	-	4,0	1,2	-	0,36	0,84	-	1,44
	75	1,04	-	6,0	1,2	-	0,36	0,24	-	2,16
7.	Пакер	-	1,2	1,5	-	2,0	1,00	-	2,4	1,50
8.	Вышка-мачта подъемника	3,0	5,0	-	3,0	1,0	-	9,00	5,0	-
9.	Лебедка (А-50, «Бакинец-3М»)	3,5	6,0	-	3,0	1,0	-	10,50	6,0	-
10.	Коробка передач лебедки	2,0	2,8	4,0	4,0	1,0	1,00	8,00	2,8	4,00
11.	Элеватор	0,4	-	-	4,0	-	-	1,60	-	-

Приложение 19

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СИСТЕМЫ ППР ГРУЗОПОДЪЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

№ п/п	Наименование оборудования	Грузоподъемность, т	Сложность одного ремонта, ед.		Количество ремонтов в год		Общая трудоемкость ремонтов в год, единиц
			Т	К	Т	К	Т	К
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Кран мостовой двухбалочный с ручным приводом	2	2,0	10,5	1,2	0,36	2,4	3,78
		5	3,0	17,5			3,6	6,30
		10	3,7	21,0			4,44	7,56
2.	Кран мостовой однобалочныи с ручным приводом	3	1,2	7,0			1,44	2,52
		5	2,0	10,5			2,4	3,78
		10	3,0	17,5			3,6	6,3
3.	Кран однобалочный с электроталью	1	3,0	17,5			3,6	6,3
		2	3,7	21,0			4,44	7,56
		3	4,3	24,5			5,16	8,82
		5	5,0	28,0			6,0	10,08
4.	Таль электрическая	1 — 2	1,2	7,0			1,44	2,52
		3 — 5	2,0	10,5			2,4	3,78
5.	Таль ручная	1 — 2	0,6	3,5			0,72	1,26
		3 — 5	1,2	7,0			1,44	2,52

Приложение 20

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СИСТЕМЫ ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНОГО РЕМОНТА ОДНОГО ДВИГАТЕЛЯ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ

№ п/п	Наименование и характеристика двигателей	Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонт. цикла, машино-час	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час			Трудоемкость ремонтов в расчете на 10 тыс. маш. час работы
				текущего	среднего	капитального	текущих	средних	капитальных	всех рем.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	ДВС мощностью до 40 л.с. (6ч — 8,5/11, Д-38, Д-40)	К-6Т-1С-К	4800	12	38	72	150,0	79,1	150,0	379,1
2.	ДВС мощностью 54 — 55 л.с. (Д-54, Д-55)	К-6Т-1С-К	4800	13	46	88	162,5	95,8	183,3	441,6
3.	ДВС мощностью 88 л.с. (6 ч — 12, 14, К-153, К-255, К-269)	К-6Т-1С-К	4800	11	40	76	137,5	83,3	158,3	379,1
4.	ДВС мощностью 100 л.с. (КДМ-48, КДМ-100)	К-6Т-1С-К	4800	15	53	102	187,5	110,4	212,5	510,4
5.	ДВС мощностью 165 л.с. (6ч — 15/18; 6ч — 18/22; 1-Д-6)	К-6Т-1С-К	3000	16	66	152	320,0	220,0	506,7	1046,7
6.	ДВС мощностью 300 л.с. (В2-300, Б2-300А) ДВС мощностью 400 — 500 л.с. (В2-400, В2-400А, В2-450, В2-500, 1Д-12В)	К-6Т-1С-К	3000	20	88	200	400,0	293,3	666,7	1360,0
7.	ДВС мощностью 700 л.с. (М-600, М-601)	К-6Т-1С-К	3000	22	98	216	440,0	326,6	720,0	1486,6

Приложение 21

СТРОИТЕЛЬСТВО И ДЕМОНТАЖ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

Наименование и объем работ				Норма времени на един., чел.-час	Трудоемкость, чел.-час, строительства и демонтажа 1 км ЛЭП на опорах:
					металлических	деревянных
1				2	3	4
	I. Строительство
1.	Разбить трассу ЛЭП (1 км)			5,80	5,80	5,80
2.	Заготовить одностоечные деревянные опоры (высотой 11 м) (18 шт.)			0,36	-	6,48
3.	Произвести сборку одностоечных деревянных опор с одним железобетонным стулом (18 шт.)			0,40	-	7,20
4.	Заготовить А-образные деревянные опоры (2 шт.)			6,50	-	13,00
5.	Произвести сборку А-образных опор с железобетонными стульями (4 шт.) с траверсами			0,40	-	1,60
6.	Изготовить односточеные металлические опоры (18 шт.)			5,73	103,14	-
7.	Изготовить А-образные металлические опоры (2 шт.)			9,50	19,00	-
8.	Изготовить двухштыревые траверсы, длиной 1,7 м (18 шт.)			0,14	-	2,52
9.	Изготовить одноштыревые наголовники (20 шт.)			1,3	-	26,00
10.	Развести опоры по трассе на 10 шт. (20 и 22 шт.)			0,96	1,92	2,11
11.	Собрать А-образные деревянные опоры с траверсами на линии строительства (2 шт.)			3,11	-	6,22
12.	Установить на опорах траверсы длиной 1,7 м (18 шт.)			0,43	-	7,74
13.	Установить наголовники:
	- одностоечных опорах (18 шт.)			0,44	-	7,92
	- на А-образных опорах (2 шт.)			0,62	-	1,24
14.	Навернуть изоляторы типа ШС и УША на штыри траверс и наголовников на неустановленных опорах (60 шт.)			На 10 шт. 0,80	4,80	4,80
15.	Вырыть ямы под опоры вручную, ступенчато
	(1,5 x 0,70 x 0,4) + (1,2 x 0,70 x 0,4) + (0,9 x 0,7 x 0,9) + (0,5 x 0,7 x 0,5) х 22 = 28,6 м3			1,45 x 1,1 = 1,60	45,76	45,76
16.	Установить одностоечные опоры:
	- деревянные (18 шт.)			0,80	-	14,40
	- металлические (18 шт.)			0,70	12,60	-
17.	Установить А-образные опоры:
	- деревянные (2 шт.)			3,32	-	6,64
	- металлические (2 шт.)			3,10	6,20	-
18.	Смонтировать линейный разъединитель на установленной опоре			4,88	4,88	4,88
19.	Установить разрядники РВП-6, РВП-10:
	- на деревянной опоре (компл. из 3 шт.)			На 3 разр. 2,25	-	2,25
	- на металлической опоре (компл. из 3 шт.)			На 3 разр. 1,80	1,80	-
20.	Проложить провод воздушных линий сечением 35 мм2, длиной 3000 м			На 100 м 1,80	54,00	54,00
21.	Устроить двойное крепление проводов на 5 опорах			0,77	3,85	3,85
22.	Выкопать траншею под контур заземления разъединителя (0,3 x 0,2 x 12) = 0,72 м3			1,25	0,90	0,90
23.	Изготовить электроды для заземления (3 шт.)			На 10 шт. 0,48	0,14	0,14
24.	Забить электоры заземления (3 шт.)			0,56	1,68	1,68
25.	Сделать контур заземления разъединителей			0,75	0,75	0,75
26.	Засыпать траншею (0,3 x 0,2 x 12 = 0,72 м3)			0,51	0,37	0,37
27.	Нанести нумерацию опор по трафарету (20 шт.)			0,1	2,0	2,0
28.	Установить на опорах (через одну) плакаты по технике безопасности (10 шт.)			0,1	1,0	1,0
	Итого трудоемкость строительства ЛЭП без изготовления и сборки опор траверс наголовников:
	- с копкой ям под опоры вручную				148,45	174,45
	- с копкой ям под опоры бурмашиной				102,69	128,69
	Итого на изготовление и сборку опор, траверс, наголовников				122,14	56,80
	II. Демонтаж
1.	Снять двойное крепление проводов на изоляторах (с 5 опор)			0,62	3,10	3,10
2.	Снять провод с 20 опор			0,40	8,00	8,00
3.	Демонтировать линейный трехполюсной разъединитель с установленных опор			1,10	1,10	1,10
4.	Демонтировать разрядники:
	- на деревянной опоре (компл. из 3 шт.)			1,43	-	1,43
	- на металлическом опоре (компл. из 3 шт.)			1,15	1,15	-
5.	Снять траверсы с изоляторами с установленных опор (18 шт.)			На 10 шт. 3,80	-	6,84
6.	Снять изоляторы со штырей траверс и наголовников (60 шт.)			На 10 шт. 0,37	2,22	2,22
7.	Откопать опоры вручную (14 м3)			1,45	20,74	20,74
8.	Свалить одностоечные опоры:
	- деревянные (18 шт.)			0,23	-	4,37
	- металлические (18 шт.)			0,27	5,17	-
9.	Свалить А-образные металлические опоры (2 шт.)			0,51	1,02	-
10.	Извлечь деревянные А-образные опоры (2 шт.)			5,73	-	11,46
11.	Собрать опоры по трассе (20 шт.)
	-	20 прицепок		0,10	2,00	2,00
	-	20 отцепок		0,06	1,20	1,20
	-	перетаскивание:	200 м	На 100 м 0,06	0,12	0,12
		-«-»	800 м	На 50 м 0,03	0,48	0,48
	Итого:				46,30	68,06

Приложение 22

СТРОИТЕЛЬСТВО И ДЕМОНТАЖ ЛИНИЙ СВЯЗИ

Наименование и объем работ				Норма времени на ед., чел.-час	Трудоемкость работ на 1 км линий связи, чел.-час	Наименование сборника, § норм.
1				2	3	4
	А. Строительство
1.	Разбить трассу линии связи 1 км			5,80	5,80	ЕНВ на эл. монтаж и эл. ремонт. работы, 1972, § 64
2.	Заготовить одностоечные деревянные опоры длиной 8,5 м 20 шт.			0,27	5,40	-«- § 65»
3.	Заготовить подкосы, 2 шт.			0,44	0,88	-«- § 65»
4.	Развести опоры по трассе, 22 шт.			На 10 шт. 0,96.	2,11	ЕНВ на трансп. такелажные работы, 1969, § 15
5.	Вырыть ямы (1,5 x 0,7 x 0,5) + (1,0 x 0,7 x 0,5) + (0,5 x 0,7 x 0,5) = 1,05 м3 под опоры вручную 23,1 м3			1,45 x 1,11 = 1,60	36,96	ЕНиР Сборник 2 «Земляные работы», вып. 1, 1969, § 31
6.	Установить крюки на неустановленные опоры, 40 шт.			На 10 шт. 0,70	2,80	ЕНВ на эл. монтаж и эл. рем. работы, 1971, § 71
7.	Установить одностоечные опоры, 20 шт.			0,51	10,20	-«- § 67»
8.	Установить подкосы к опорам, 2 шт.			0,57	1,14	-«- § 68»
9.	Навернуть изоляторы на крюки на установленных опорах, 40 шт.			10 шт. 0,50	2,00	-«- § 71»
10.	Проложить провод на опорах, 2000 м			На 100 м провода 0,80	16,00	-«- § 73»
11.	Итого трудоемкость:
	-	при рытье ям под опоры вручную			83,29
	-	при рытье ям под опоры бурмашиной			46,33
	Б. Демонтаж
1.	Снять провода с 20 опор			0,40	8,00	ЕНВ на эл. монтаж и эл. ремонт. работы, 1972, § 93
2.	Вывернуть крюки с изоляторами, 40 шт.			На 10 шт. 0,50	2,00	-«- § 97»
3	Откопать опоры и подкосы вручную, 11 м3			1,45	16,75	ЕНиР. Сборник 2. «Земляные работы», вып. 1, 1969, § 31
4.	Извлечь опоры, 20 шт.			0,23	4,60	ЕНВ на эл. монтаж и эл. ремонт. работы, 1972, § 101
5.	Извлечь подкосы, 2 шт.			0,41	0,82	-«-»
6.	Собрать опоры по трассе:					ЕНВ на трансп. такелажные работы, 1969, § 16
	-	22 прицепки		0,10	2,20
	-	22 отцепки		0,06	1,32
	-	перетаскивание,	200 м	На 100 м 0,06	0,12	-«-»
	-	-«-»	800 м	На 50 м 0,03	0,48	-«-»
Итого на демонтаж					36,29

Приложение 23

ТИПОВОЙ НАБОР РАБОТ И НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ ЭПН НА СКВАЖИНЕ

№ п/п	Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин.
1	2		3
	Монтаж ЭПН
1.	Замерить сопротивление изоляции двигателя с кабелем (через каждые 200 м)		3,4
2.	Установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять электродвигатель с мостков, спустить его в устье скважины и снять предохранительную крышку		20,9
3.	Установить хомут-элеватор на протекторе, поднять протектор над скважиной, снять предохранительную крышку с нижнего конца протектора, проверить вращение вала протектора и электродвигателя шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя шлицевой муфтой, соединить протектор с электродвигателем		39,9
4.	Снять хомут-элеватор с электродвигателя и опустить двигатель с протектором в устье скважины		5,7
5.	Снять предохранительную крышку с верхнего конца протектора и проверить вращение вала шлицевым ключом		5,7
6.	Поднять электродвигатель с протектором над фланцем обсадной колонны и снять упаковочные крышки с кабельного ввода эл. двигателя и кабельной муфты, проверить изоляцию		19
7.	Установить свинцовую прокладку в паз кабельного ввода и соединить кабельную муфту с концами обмотки статора электродвигателя и слегка закрепить гайками, не допуская полного уплотнения		22,8
8.	Вывернуть пробку для выпуска воздуха из нижней камеры протектора и пробку обратного клапана в головке двигателя, ввернуть на место пробки штуцер напорного шланга заправочного насоса, закачать в двигатель жидкое масло до появления его в отверстии нижней камеры протектора и в зазоре неплотно затянутой кабельной муфты, вывернуть штуцер заправочного насоса и ввернуть на место пробку обратного клапана головки двигателя		36,1
9.	Ввернуть пробку в протектор и затянуть гайки, с помощью которых кабельная муфта крепится к двигателю; спустить двигатель с протектором в скважину до посадки хомута на протекторе на фланец обсадной колонны и проверить вращение двигателя путем включения в электросеть		20,9
10.	Навернуть патрубок-переводник на насос, поднять насос с мостков; снять предохранительную крышку с конца насоса, вывернуть пробку в основании насоса, проверить вращение вала насоса шлицевым ключом; установить свинцовую прокладку и шлицевую муфту на вал протектора и соединить насос с протектором		36,1
11.	Снять хомут-элеватор с протектора, поднять протектор над фланцем обсадной колонны, вывернуть пробку обратного клапана протектора и ввернуть на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом, вывернуть пробку из спускного отверстия протектора и закачивать масло до его появления в спускном отверстии протектора		17,1
12.	Ввернуть пробку в спускное отверстие протектора и продолжать закачивать жидкое масло до его появления в отверстии основания насоса; вывернуть штуцер заправочного насоса, слегка опустить агрегат и ввернуть манометр на место пробки в основании насоса		13,3
13.	Опрессовать агрегат и определить возможное место утечек масла		22,8
14.	Вывернуть манометр и выпустить масло из протектора		3,8
15.	Ввернуть пробку в основание насоса, спустить агрегат и установить предохранительные кожухи		20,9
16.	Подключить кабель и произнести пробный запуск насоса		24,7
	Укрупненная норма времени на один монтаж		309,7
	Укрупненная норма времени на один монтаж ЭПН при двухсекционном насосе		355,3
	Усредненная норма времени на один монтаж		332,5
	Демонтаж ЭПН на скважине
1.	Поднять насос с протектором из устья скважины, снять предохранительные кожухи, протереть насухо все места возможных утечек масла, перекрыть перепускной клапан протектора, вывернуть пробку из обратного клапана в основании протектора, ввернуть штуцер шлангозаправочного насоса с жидким маслом и проверить агрегат на герметичность		15,2
2.	Вывернуть обратный клапан в основании протектора, спустить масло из камеры и ввернуть клапан обратно		7,6
3.	Отсоединить кабельную муфту от электродвигателя, замерить сопротивление изоляции и закрыть кабельный ввод двигателя и кабельную муфту упаковочными крышками		15,2
4.	Установить хомут-элеватор над головкой протектора и опустить агрегат в устье скважины		7,6
5.	Отсоединить насос от протектора, проверить вращение вала насоса, установить предохранительную крышку на нижнем конце насоса и опустить его на мостки		19
6.	Отвернуть патрубок-переводник от насоса, установить предохранительную крышку на верхнем конце протектора		11,4
7.	Приподнять протектор с двигателем, установить хомут под головкой двигателя, отсоединить протектор от электродвигателя и проверить вращение валов протектора и электродвигателя		19
8.	Установить предохранительную крышку на нижнем конце протектора и опустить его на мостки		7,6
9.	Отсоединить хомут-элеватор от протектора, установить предохранительную крышку на конце электродвигателя, поднять его от устья скважины, отвернуть обратный клапан двигателя, слить масло, ввернуть клапан, опустить электродвигатель на мостки и отсоединить хомут-элеватор от электродвигателя		20,9
	Укрупненная норма времени на демонтаж ЭПН на скважине		123,5
	Укрупненная норма времени на демонтаж ЭПН при двухсекционном насосе на скважине		157,7
	Усредненная норма времени на один демонтаж ЭПН на скважине		140,6
	Транспортировка ЭПН и погрузо-разгрузочные работы:
	1.	погрузить или выгрузить один комплект	14,3
	2.	перевозка (сопровождение) ЭПН на 1 км по местности:
	резкопересеченная		6,2
	пересеченная		5,2
	равнинная		4,0

Приложение 24

РАСЧЕТ СРЕДНЕГОДОВЫХ ЗАТРАТ ТРУДА НА ТЕХНИЧЕСКУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ АППАРАТУРЫ, СРЕДСТВ И СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ, ОБЪЕКТАХ ППД И ПАРОВОДОСНАБЖЕНИЯ, НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ И КОТЕЛЬНЫХ

Наименование оборудования, выполняемые работы	Сложность выполнения 1 работы в условных единицах	К-во работ в год	Итого трудоемкость на год в услов. един.	Норматив численности на ед. оборудования
1	2	3	4	5
Пульт управления ЧТП-1, ЧТП-1М
Текущий ремонт	22,4	1	22,4	0,1074
Полукомплект ЧТП-1 (телеячейка)
Текущий ремонт	0,33	2	0,66
Средний ремонт	1,35	1	1,35
Итого:			2,01	0,0096
Датчик усилий индуктивный ДУИ-3
Текущий ремонт	0,1	2	0,2
Капитальный ремонт	0,3	1	0,3
Итого:			0,5	0,0024
Датчик угловых перемещений ДУП-3
Текущий ремонт	0,1	2	0,2
Капитальный ремонт	0,3	1	0,3
Итого:			0,5	0,0024
Пульт управления АГМ-2, 3
Текущий ремонт	41,9	1	41,9	0,2001
Пневматический блок мерника ПБМ
Текущий ремонт	0,6	1	0,6
Средний ремонт	1,4	1	1,4
Итого:			2,0	0,0096
Электрический блок мерника ЭВМ
Текущим ремонт	0,7	1	0,7
Средний ремонт	2,1	1	2,1
Итого:			2,8	0,0134
Датчик уровня ДУИ-6
Текущий ремонт	0,29	2	0,58
Средний ремонт	0,88	1	0,88
Итого:			1,46	0,0070
Бесконтактный сигнализатор контроля опорожнения БСКО
Текущий ремонт	0,29	6	1,74
Средний ремонт	0,88	3	2,64
Итого:			4,38	0,0210
Аппаратура телемеханики диспетчерского пульта (ПАТ)
Текущий ремонт	0,204	10	2,04
Средний ремонт	1,19	2	2,38
Итого:			4,42	0,0212
Датчик предельного уровня (ДПУ-1)
Подготовка рабочего места аппаратуры, инструмента, документации; внешний осмотр устройства, проверка микропереключателей на срабатывание и чистка контактов блока управления; разборка ДПУ-1 и проверка вала на износ; проверка и замер сальников с демонтажом датчика; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение ДПУ в работу	0,68	2	1,36	0,0065
Автомат откачки (АО-4, 5)
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации; внешний осмотр устройства; разработка и проверка ртутных переключателей и микропереключателей на надежность их включения, прозвонить провода и проверить их на сопротивление относительно корпуса; проверить контакты реле блока управления; очистить их от окисления; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение устройств в работу	1,1	2	2,2	0,0106
Автоматическая депарафинизационная установка (СУ) без двигателя
Текущий ремонт	0,17	2,75	0,47
Средний ремонт	0,34	0,25	0,08
Итого:			0,55	0,0026
Манометр электроконтактный (ЭКМ-1, В8-16РБ)
Проверить, зачистить контакты, подогнать их, оттарировать манометр	0,17	2	0,34
Продувка импульсных линий	0,04	10	0,40
Итого:			0,74	0,0035
Отсекатель скважин (АЗК)
Текущий	0,25	3	0,49
Средний	0,144	0,8	0,11
Капитальный	0,306	0,2	0,06
Итого:			0,66	0,0032
Инерционный магнитный выключатель
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации; внешний осмотр устройства, проверка микропереключателей на срабатывание и чистка контактов блока управления, разборка, проверка и сборка магнитной системы, комплексная проверка с воздействием на основное оборудование, включение в работу.	0,68	2	1,36	0,0065
Блок автоматики (БМА-30)
Подготовка рабочего места, аппаратуры; инструмента, документации внешний осмотр БМА. Проверка на работоспособность реле времени и схемы управления; проследить за работой электродвигателя, гидропривода и переключающего устройства ЗУГа; при необходимости долить масло, проверить уровень масла; проверить на работоспособность счетчиков в схеме отсчета дебита; проследить за работой дебитомера, убедиться в герметичности переключающего устройства ЗУГа; проверка на работоспособность соответствующих датчиков, реле, сигнальных и исполнительных устройств в схеме аварийной сигнализации; проследить за работой КСП; проверить уплотнения гидроцилиндров, РПД, маслонасоса; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование, включение БМА в работу	1,7	2	3,4	0,0163
Дебитомер (ЗУГ-5, ТРН-50), счетчик нефти турбинный ТОР-1
Текущий ремонт	0,4	1	0,4
Капитальный ремонт	0,8	1	0,8
Итого:			1,2	0,0058
Дебитомер «Импульс»
Текущий ремонт	0,4	4	1,6
Капитальный ремонт	0,8	1	0,8
Итого:			2,4	0,0115
Дебитомер ДПН-3 с блоком автоматики
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации, внешний осмотр дебитомера; проверка золотникового устройства на герметичность пневмолиний, на точность прилегания золотникового крана; проверка на герметичность трехходового крана; разобрать и проверить мембрану, проверка трехходового крана на срабатывание; проверка на герметичность сальника штока и вала поплавка; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение ДПН в работу	1,40	2	2,8	0,0134
Переключатель (ПСМ), в т.ч. гидроциклон
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации; внешний осмотр ПСМ. Проверить сальник переключающего штока; проверить фиксатор скважины; проверить наличие, количество масла в гидроприводе; проверить на герметичность маслопровода и гидроцилиндры; проверить фиксирующую каретку. Проверка и регулировка сигнализатора (блок телемеханики) положения ПСМ, комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение переключателя в работу	1,27	2	2,54	0,0122
Отсекатель газа (ОКГ-3, 4)
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации; внешний осмотр устройства; разобрать редуктор отсекателя; промыть шестеренки; смазать и собрать подшипники; снять эл. двигатель, промыть бензином, просушить, собрать прозвонить, испытать; зачистить контакты на пусковой аппаратуре (взято по 50%); подтянуть контакты; прозвонить провода; устранить дефекты; проверить работоспособность схемы газового отсекателя; регулировка тяг; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение отсекателя в работу	3,61	1	3,61	0,0173
Регулятор перепада давления (РПД)
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации, внешний осмотр РПД; разобрать РПД и проверить на плотность прилегания штока и прокладки, проверить РПД на работоспособность; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение РПД в работу	0,4	2	0,8	0,0038
Щит местной автоматики (ДНС, ГЗНУ, ТП)
Текущий и средний ремонт	1,7	2	3,4	0,0163
Контрольный пункт телемеханики ГЗУ-ПАТ, КП-П
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации, внешний осмотр блока проверить, очистить, подогнать контакты; проверить правильность отсчета числа импульсов триггеров, декад (по накопителю), проверить на работоспособность опросной части (инвентеры, счетчики, дешифраторы, генераторы, усилители); проверить на работоспособность блока избирателя частот (Ич) и амплитудный детектор (АД); проверить, подогнать, зачистить контакты Р-8; Р-9/Р-8 для команды переключателя скважин на замеры; Р-9 — служит для включения счетчиков); проверить блок питания (проверить изоляцию обмотки относительно корпуса, проверить диоды); разобрать и проверить на работоспособность концевой выключатель; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение ПАТ в работу	2,125	4	8,5	0,0408
Счетчик Роквелла, счетчик нефти турбинный «Норд-100»
Подготовка рабочего места, демонтаж счетчика, разборка, промывка, ремонт редуктора, ремонт турбинки, сборка, регулировка редуктора сцепления, установка механизма, смазка и тарировка, монтаж счетчика	2,04	4	8,16	0,0391
Счетчик нефти Вольтмана
Подготовка рабочего места, демонтаж счетчика, разборка, промывка, ремонт редуктора, ремонт турбинки, балансировка турбинки сборка, регулировка редуктора сцепления, установка механизма, смазка и тарировка, монтаж счетчика	0,68	4	2,72	0,0130
Блок местной автоматики (БМА-1)
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации; внешний осмотр БМА; ремонт блока питания; проверить работу реле времени, отрегулировать контакты, заменить обмотки (замена реле), заменить контактные группы, электроконтактный манометр, датчик температуры, датчик утечки; смена трубной обвязки агрегата, смена кабельной обвязки агрегата; смена датчиков; смена блоков местной автоматики (с предварительным монтажом и наладкой); комплексная проверка с воздействием на основное оборудование, включение устройств в работу	1,40	4	5,6	0,0269
Блок температурной защиты (АКТТ-1)
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации, осмотреть и сделать ремонт места, поляризованного реле, датчиков ТД-10, двигателя СД (ДМ), Комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение блока температурной защиты в работу	0,144	2	0,29	0,0014
Блок телемеханики (ЛУР) системы СРП-3
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации, внешний осмотр ЛУРа; настроить генератор, настроить избиратели на частоты, соответствующие ГОСТу; измерить параметры ключевых элементов, отбор одинаковых параметров и установка; снять блок питания, проверить диоды, электролитические конденсаторы, трансформаторы, дроссель; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование; включение блока телемеханики в работу	3,2	2	6,4	0,0307
Щит автоматики АПК-1
Подготовить рабочее место, аппаратуру, инструмент, документацию; внешний осмотр АПК-1, зачистить контакты на реле МПУ-48 и промыть их; зачистить и промыть контактные разъемы; запаять провода, прозвонить их, сменить лампы, заменить диоды, триоды, подтянуть все контакты; прозвонить провода, идущие к датчикам; разобрать датчик уровня, заменить негодные детали, собрать, прозвонить; проверить работоспособность реле задержки времени лампой МТХ-90, неисправность устранить; разобрать трансформатор; комплексная проверка с воздействием на основное оборудование, включение АПК в работу	6,8	1	6,8	0,0326
Датчик утечки, датчик смещений вала, датчик затопления насосной
Подготовка рабочего места, аппаратуры, инструмента, документации; демонтаж датчика, зачистка контактов, прозвонка цепей, комплексная проверка с воздействием на основное оборудование включение датчика в работу	0,1	2	0,34	0,0016
Автоматическое управление воздушными компрессорами
Подготовить рабочее место, инструмент, приборы; отключить питание, проверить ЭКМ, прозвонить цепь управления, сделать ревизию магнитному пускателю, и электромагнитным реле подключить электропитание; проверить работоспособность схемы; убрать рабочее место, инструмент, приборы	0,4	2	0,8	0,0038
Звуковая сигнализация «Ревун» (на КС)
Подготовить рабочее место, аппаратуру, инструмент, документацию, сделать внешний осмотр устройства; прозвонить катушки, снять со щита звонок, разобрать его, сменить катушки и собрать звонок, установить звонок на щит и опробовать; убрать инструмент, приборы, рабочее место	2,8	0,5	1,4	0,0067
Сигнальная арматура (на КС)
Подготовить рабочее место, приборы, инструмент; отключить арматуру от источника питания, снять со щита, разобрать арматуру, заменить сгоревшие сопротивления, заменить контакты, собрать, проверить и установить арматуру на щит; убрать приборы, инструмент	0,5	0,5	0,25	0,0012
Устройство зажигания факелов (на КС)
Подготовить рабочее место, приборы, инструмент; проверить электроцепь; проверить приборы на газовой линии; заменить селеновый выпрямитель понижающего и повышающего трансформатора, заменить КСП, сделать ревизию и регулировку мембранного исполнительного механизма, проверить ЭКМ, собрать схему, опробовать ее, убрать инструмент, приборы	1,2	0,5	0,6	0,0029
Сигнальная арматура СПУВЗГ (на КС)
Подготовить рабочее место, инструмент, приборы; отключить арматуру от сети, прозвонить цепь, вскрыть арматуру, сменить сигнальную лампу, закрыть арматуру, соблюдая зазоры; отрегулировать зазоры; прозвонить цепь, подключить к электросети и опробовать; убрать рабочее место, инструмент, приборы	0,2	16	3,2	0,0153
Универсальный переключатель (УП) на КС
Подготовить рабочее место, приборы, инструмент; снять переключатель со щита, разобрать, подчистить контакты, заменить пружину, собрать, проверить изоляцию, установить на щит; убрать рабочее место, приборы, инструмент	0,2	1	0,2	0,0010
Щит автоматики для компрессорной станции, оборудованной компрессорами 8ГК, ПК-100 РСК
Подготовить рабочее место, аппаратуру, инструмент; отключить щит от эл. сети; прозвонить цепи на сопротивление изоляции; отключить от датчиков поврежденные провода; извлечь провода из защитной трубы; опрессовать защитную трубу на герметичность; протащить новые провода через защитную трубу; восстановить схему и опробовать щит; опрессовать импульсные линии ЭКМ; продуть линию сжатым воздухом; заменить датчики; реле, сигнальную арматуру	24	0,6	14,4	0,0691
Щит автоматики, установленный на котельной производительностью до 1 т/час
Подготовить рабочее место, аппаратуру, инструмент; проверить датчики, отсечные клапаны, изоляцию проводов автоматических цепей, произвести профилактическим осмотр датчиков, кабельных линии; подключить, опробовать схему	12	0,6	7,2	0,0345
Кнопка управления КОЗ (на КС)
Подготовить рабочее место, инструмент; приборы; снять со щита кнопки управления, разобрать, заменить сгоревшие контакты, собрать установить на щите	0,5,	0,5	0,25	0,0012

Приложение 25

СРЕДНЕГОДОВЫЕ ЗАТРАТЫ ТРУДА НА РЕМОНТ СРЕДСТВ КИП И АВТОМАТИКИ И НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ

№ п/п	Наименование приборов				Тип, марка	Нормативы численности на 1 прибор	Структура межремонтного цикла	Продолжительность межремонтного цикла, годы	Трудоемкость ремонта 1 прибора в год, чел.-час
									Т	К	Всего
1	2				3	4	5	6	7	8	9
I. Приборы для контроля и регулирования температуры
1.	Потенциометр электронный показывающий, многоточечный				ЭПВ-2-14	0,0085	К-3Т-К	2	12	8	20
2.	Электронный преобразователь				ЭПП-09	0,0091	-«-»	2	12,75	8,5	21,25
3.	Электронный мост				ЭПИ-120	0,0053	-«-»	2	7,5	5,0	12,5
4.	Электронный мост с ленточной диаграммой				ЭМД-109Н	0,0075	-«-»	2	10,5	7	17,5
5.	Дистанционный термометр				ТПГ-180	0,001 1		2	1,5	1	2,5
6.	Термопара				ТХК	0,0015	50% К-Т-К 50% К-2т-К1	1	1,5	2	3,5
7.	Реле температурное				РТ-230, ТР-3	0,0011	К-3Т-К	2	1,5	1	2,5
II. Приборы для измерения давления и разряжения
8.	Сигнализатор давления				КП-9	0,0038	К-Т-К	1	3	6	9
9.	Тягонапорометр показывающий мембранный				ТН-1П	0,0026	-«-»	1	2	4	6
10.	Тягонапоромер показывающий жидкостной				ДП-50, ТНЖ-Н	0,0036	К-Т-К	1	2	4	6
11.	Датчик гидростатического давления				ДГД	0,0045	-«-»	1	3,5	7	10,5
12.	Дифференциальное реле давления				ДРД-1	0,0036	-«-»	1	2	4	6
13.	Сигнализатор		падения давления		СПДМ-100 3000	0,0036	-«-»	1	3	4	6
	-«-»		-«-»		СПДС	0,0036	-«-»	1	2	4	6
14.	Манометр технический					0,0006	-«-»	1	0,5	1	1,5
III. Приборы для измерения количества и расхода жидкостей, паров и газов
15.	Дифманометр мембранный с пневмопередачей компенсацией.				ДМПК-100А	0,0051	К-Т-К	1	4	8	12
16.	Дифманометр поплавковый самопишущий с дополнительной записью давления				ДП-430, 410	0,0032	-«-»	1	2,5	5	7,5
17.	Сужающее устройство				ДКН	0,0013	-«-»	1	1	2	3
18.	Электрон, расходомер-перепадомер со вторичным прибором				ДМ-ЭПИД, ДМ-КСД-3	0,0115	-«-»	1	9	18	27
19.	Устьевой расходомер				РНС-1-80	0,0051	-«-»	1	4	8	12
IV. Приборы для измерения концентрации жидкостей и газа и анализаторы качества
20.	Сигнализатор горючих газов в комплекте с ЭПВ-2-04				СГГ-2	0,0160	К-3Т-К	2	22,5	15	37,5
21.	PH-метр со вторичным прибором				ПВУ-01	0,0058	К-Т-К	1	4,5	9	13,5
22.	Электрометрический анализатор солей				«Ион-П»	0,0160	-«-»	1	22,5	15	37,5
23.	Влагомер на потоке				«Фатон-П»	0,0160	-«-»	1	22,5	15	37,5
24.	Датчик контроля пламени					0,0045	-«-»	1	3,5	7	10,5
V. Автоматические регуляторы
25.	Электронный				РПИК, РПИП	0,0069	К-3Т-К	2	9,75	6,5	16,25
27.	Регулятор уровня межфазный				РУМФ-1М	0,0091	-«-»	2	12,75	8,5	21,25
27.	Регулятор уровня поплавковый пневматический				РУПШ	0,0026	К-Т-К	1	2	4	6
28.	Уровнемер поплавковый с приставкой				УДУ-5	0,0038	-«-»	1	3	6	9
29.	Регулятор уровня, межфазный с электронным блоком				РУМ-10	0,0026	-«-»	1	2	4	6
30.	Промежуточное реле				П-6	0,0004			-	1	1
31.	Реле времени				РБП, в-52, ВС-10-64	0,0011			1,5	1,0	2,5
32.	Сигнализатор уровня поплавковый с электропередачей				МЭСУ	0,0036	К-Т-К	1	2	4	6
	-«-»			-«-»	ПШ-64	0,0026	К-Т-К	1	3	4	7
33.	Клапан соленоидный				КСП-4	0,0052	50% — К-Т-К 50% — К-2Т-К	1	5,25	7,0	12,25
34.	Клапан регулирующий				ПРК	0,0022	И	1	2,25	3	5,25
35.	Электроприводная задвижка				ЭПЗ-2, 3	0,0037	К-3Т-К	2	5,25	3,5	8,75
36.	Исполнительный механизм				ГИМ	0,0048	-«-»	2	6,75	4,5	11,25
37.	Регулятор	уровня			РУ-1	0,0026	К-Т-К	1	2	4	6
38.	-«-»	давления			РД (РТ-25)	0,0013	-«-»	1	1	2	3
39.	-«-»	температуры			РДПД-40	0,0026	-«-»	1	2	4	6
40.	Усилитель				УТ, УТ-ТС	0,0058	-«-»	1	4,5	9	13,5
VI. Приборы системы АУС
41.	Вторичный прибор (самопишущий) системы АУС с блоком				4РБ-32Б	0,0038	К-Т-К	1	3	6	9
VII. Щиты сигнализации
42.	Пульт контроля и сигнализации на товарном парке				ПКС	0,0192	К-Т-К	1	15	30	45
43.	Щит сигнализации на ТХУ					0,0019	-«-»	1	1,5	3	45

Приложение 26

ТИПОВОЙ НАБОР РАБОТ И НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ПОДГОТОВКУ СКВАЖИН К ТЕКУЩЕМУ РЕМОНТУ

№ п/п	Выполняемая работа		Нормы времени на выполняемую работу по подготовке скважин к текущему ремонту при наличии подъемного сооружения, чел.-час
			оснащенного талями			не оснащенного талями
			мачта (эклипс)	вышка 22 — 28 м	«Бакинец»	мачта (эклипс)	вышка 22 — 28 м
1	2		3	4	5	6	7
	I.	Глубиннонасосная эксплуатация	5,87	6,82	2,02	5,87	6,82
1.	Подготовка скважин к текущему ремонту
	а)	осмотр, проверка исправности:
	-	кронблочной площадки	0,07	0,08	0,04	0,07	0,08
	-	маршевых лестниц	0,08	0,12	0,06	0,08	0,12
	-	приемных мостков и полов	0,08	0,09	0,06	0,08	0,09
	-	оттяжек	0,13	0,15	0,09	0,13	0,15
	б)	проверка и смазка:
	-	кронблока	0,5	0,56	0,28	0,5	0,56
	-	талевого блока	0,54	0,56	0,56	0,54	0,56
	-	каната	0,37	0,48	0,56	0,37	0,48
	в)	смазка оттяжного ролика	0,13	0,13	-	0,13	0,13
	г)	смазка стяжных рамок и оттяжек	3,32	4,0	0,37	3,32	4,0
	д)	центрирование подъемного сооружения	0,45	0,45	-	0,45	0,45
	е)	установка оттяжного ролика	0,1	0,1	-	0,1	0,1
	ж)	снятие оттяжного ролика	0,1	0,1	-	0,1	0,1
2.	Оснастка и разоснастка талевого механизма					2,77	3,96
3.	Ремонт подъемного сооружения и смена отдельных узлов его		0,46	0,83	0,23	0,43	0,83
	а)	ремонт:
	-	маршевой лестницы	0,042	0,022		0,042	0,022
	-	кронблочной площадки	0,004	0,006		0,004	0,006
	-	приемных полов и мостков	0,039	0,046		0,039	0,046
	б)	смена:
	-	кронблока	0,021	0,042		0,021	0,042
	-	якорей оттяжек	0,24	0,33		0,24	0,33
	-	оттяжек	0,11	0,25		0,11	0,25
	в)	строительство новых полов и мостков (замена)	-	0,14		-	0,14
4.	Транспортировка оборудования трактором (на санях):		4,58	4,58	4,58	4,58	4,58
	а)	погрузка и выгрузка (вручную):
	-	насосно-компрессорных труб однотрубками или двухтрубками	1,19	1,19	1,19	1,19	1,19
	-	штанг (новых и отработанных)	0,67	0,67	0,67	0,67	0,67
	-	глубинных насосов (новых и отработанных)	0,41	0,41	0,41	0,41	0,41
	-	досок и бревен	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
	б)	транспортировка (сопровождение) грузов	1,56	1,56	1,56	1,56	1,56
	Итого при подготовке глубиннонасосной скважины		10,91	12,23	6,83	13,68	16,19
	II.	Фонтанно-компрессорная эксплуатация и эксплуатация ЭПН
1.	Подготовка скважин		13,87	14,82	10,02	13,87	14,82
	а)	глушение	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
	б)	снятие и установка цельносварной арматурной площадки	3,2	3,2	3,2	3,2	3,2
	в)	осмотр, проверка исправности:
	-	кронблочной площадки	0,0 7	0,08	0,04	0,07	0,08
	-	маршевых лестниц	0,08	0,12	0,06	0,08	0,12
	-	приемных мостков и полов	0,08	0,09	0,06	0,08	0,09
	-	оттяжек	0,13	0,15	0,09	0,13	0,15
	г)	проверка и смазка:
	-	кронблока	0,5	0,56	0,28	0,5	0,56
	-	талевого блока	0,54	0,56	0,56	0,54	0,56
	-	каната	0,37	0,48	0,56	0,37	0,48
	д)	смазка оттяжного ролика	0,13	0,13	-	0,13	0,13
	е)	смазка стяжных рамок оттяжек	3,32	4,0	0,37	3,32	4,0
	ж)	центрирование подъемного сооружения	0,45	0,45	-	0,45	0,45
	з)	установка оттяжного ролика	0,1	0,1	-	0,1	0,1
	и)	снятие оттяжного ролика	0,3	0,1	-	0,1	0,1
2.	Оснастка и разоснастка талевого механизма		-	-	-	2,77	3,96
3.	Ремонт подъемного сооружения и смена отдельных узлов его		0,46	0,83	0,23	0,46	0,83
	а)	ремонт:
	-	маршевой лестницы	0,042	0,022	-	0,042	0,022
	-	кронблочной площадки	0,004	0,006	_	0,004	0,006
	-	приемных полов и мостков	0,039	0,046		0,039	0,046
	б)	смена:
	-	кронблока	0,021	0,042	-	0,021	0,042
	-	якорей оттяжек	0,24	0,33	-	0,24	0,33
	-	оттяжек	0,11	0,25	-	0,11	0,25
	в)	строительство новых мостков и полов (замена)	-	0,14	-	-	0,14
4.	Транспортировка оборудования трактором (на санях):		4,58	4,58	4,58	4,58	4,58
	а)	погрузка и выгрузка:		-
	-	насосно-компрессорных труб однотрубками или двухтрубками	1,19	1,19	1,19	1,19	1,19
	-	штанг (новых и отработанных)	0,67	0,67	0,67	0,67	0,67
	-	глубинных насосов (новых и отработанных)	0,41	0,41	0,41	0,41	0,41
	-	досок и бревен	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
	б)	транспортировка (сопровождение) грузов	1,56	1,56	1,56	1,56	1,55
	Итого при подготовке фонтанной скважины или скважины, оборудованной ЭПН		8,91	20,23	14,83	21,68	24,19
	III.	Монтаж и демонтаж подъемного сооружения	-	-	11,05	-	-
	IV.	Переезд подготовительной бригады к ремонтируемым скважинам при оснащении бригады:
	а)	подъемным сооружениям, культбудкой, инструментальными санями на 1 км	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72
	б)	только культбудкой и инструментальными санями на 1 км	0,58	0,58	0,58	0,58	0,58

Примечания: 1. При погрузке насосно-компрессорных труб автокраном и транспортировке их трубовозом, норма времени на подготовку скважины уменьшается на 2,8 чел.-часа.

2. При проведении глушения глубинно-насосных скважин норма времени на глушение — 3,0 чел.-часа.

3. Для районов северо-восточных и с труднопроходимыми дорогами нормы времени пунктов I, II увеличиваются на 1,1 час.

Приложение 27а

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ПОДГОТОВИТЕЛЬНО-ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ВИДОВ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН, И НА ТРАНСПОРТИРОВКУ ГРУЗОВ

№ п/п	Состав работы	Норма времени, чел.-час
1	2	3
	I. Подготовительно-заключительные работы при зарезке второго ствола в скважине
1.	Погрузка, выгрузка бурильных труб	24,0
2.	Погрузка, выгрузка материалов, инструмента	2,72
3.	Собрать площадки около трактора-подъемника, установить оборудование, трапы входа, оборудовать стеллаж для мелкого инструмента в буровой, смонтировать подроторную выкладку из брусьев, оборудовать шурф-площадку с перилами, сделать стеллаж из бревен для НКТ и штанг, разобрать все вышеперечисленное и погрузить на сани	24,68
4.	Монтаж насосного блока: спланировать площадку, затащить и отцентрировать блок; установить приставные площадки, сделать навес и покрыть его брезентом, установить приемную емкость, установить ограждения, ремонт пола, оборудовать блок трапом с перилами и др., демонтировать насосный блок	54,96
5.	Монтаж и демонтаж желобной системы, водяной и нагнетательной линии	64,8
	Итого п. 1 - 5	171,16
6.	Транспортировка (сопровождение) грузов на расстояние 1 км	15,17
	II. Подготовка скважин к ловильным работам
1.	Погрузка, выгрузка насосно-компрессорных или бурильных труб	6,28
2.	Погрузка, выгрузка оборудования, инструмента, материалов	0,78
3.	Устройство подроторной выкладки из брусьев	4,10
4.	Разборка подроторной выкладки	1,4
	Итого (п. 1 - 4)	12,56
5.	Транспортировка (сопровождение) грузов на расстояние 1 км	1,05
	III. Подготовка скважин к изоляционно-оздоровительным и возвратным работам
1.	Погрузка и выгрузка насосно-компрессорных труб	1,29
2.	Погрузка и выгрузка материалов и инструмента	1,91
	Итого (п. 1 - 2)	3,20
3.	Транспортировка (сопровождение) грузов на расстояние 1 км	1,35
	IV. Подготовительно-заключительные работы при соляной и солянокислотной обработке скважин
1.	Погрузка и выгрузка материалов и инструментов	0,50
2.	Обвязать агрегаты, опрессовать линию, отсоединить агрегаты, разобрать линии	4,27
	Итого (п. 1 - 2)	4,77
3.	Транспортировка (сопровождение) грузов на расстояние 1 км	0,53
	V. Подготовительные работы перед гидропескоструйной перфорацией
1.	Наполнить водой автоцистерну, слить воду с автоцистерны в емкость	1,45
2.	Разгрузка кварцевого песка	2,0
	Итого (п. 1 - 2)	3,45
3.	Транспортировка (сопровождение) грузов на расстояние 1 км	0,16

Приложение 27б

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ПОДГОТОВИТЕЛЬНО-ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ, НЕ ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ВИДОВ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН, И ТРАНСПОРТИРОВКУ ГРУЗОВ

№ п/п	Состав работа	Нормы времени, чел.-час, при подъемном сооружении
		Вышка			Мачта (эклипс)	ПТМТ 40	«А-40, 50», «Бакинец-3», «Азинмаш-43а»
		14 м	22 — 24 м	41 м
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Осмотр, проверка исправности кронблочной площадки, маршевой лестницы, приемных мостков, смазка талевого блока, кронблока, центрирование подъемного сооружения, смазка, установка и снятие оттяжного ролика	3,95	5,64	8,04	5,14	1,0	-
2.	Оснастка и разоснастка талевого механизма	4,55	6,5	9,17	3,86	-	-
3.	Ремонт маршевой лестницы, кронблочной площадки, приемных мостков и полов, смена оттяжек, смена якорей оттяжек, смена кронблока	0,94	1,1	1,3	1,2	1,3	-
4.	Планирование площадок в рабочей зоне и установка оборудования	4,23	4,23	4,23	4,23	6,08	4,23
5.	Устройство заземления	0,62	0,62	0,62	0,62	0,62	0,62
6.	Сборка нагнетательной линии для глушения скважины	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3
7.	Сборка выкидкой линии в амбр	1,72	1,72	1,72	1,72	1,72	1,72
8.	Глушение скважины водой	4,75	4,75	4,75	4,75	4,75	4,75
9.	Разборка и сборка лубрикаторной площадки	4,43	4,43	4,43	4,43	4,43	4,43
10.	Монтаж приемного моста	-	-	-	-	-	1,85
11.	Монтаж полов рабочей площадки	-	-	-	-	-	4,03
12.	Демонтаж полов рабочей площадки	-	-	-	-	-	1,82
13.	Устройство рабочей площадки под агрегат	-	-	-	-	-	4,12
14.	Устройство якорей для оттяжек	-	-	-	-	-	2,27
	Итого	26,49	30,29	35,56	27,25	21,20	31,14
	15% на непредусмотренные работы	3,97	4,54	5,33	4,09	3,18	4,67
	Всего	30,46	34,83	40,89	3134	2438	35,81
15.	Транспортировка приемного моста, электростанции, блока ГСМ, емкостей и др. оборудования бригады на 1 км	1,9	1,9	1,9	1,9	2,07	2,07

Приложение 28

ТИПОВОЙ НАБОР И НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОСТЕКЛОВАНИЕ, ПОКРЫТИЕ БАКЕЛИТОВЫМИ ЛАКАМИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

№ п/п	Выполняемая работа	Норма времени на остеклование, покрытие бакелитовыми лаками 1 м труб, чел.-час
1	2	3
		I. Остеклование труб
1.	Подноска труб в цех, отжиг в печи, укладка обожженных насосно-компрессорных труб на рольганг печи
2.	Продувка труб сжатым воздухом с одновременным простукиванием кувалдой
3.	Стыковка и запайка стеклодрота, зарядка труб, подача их в печь для остеклования, остеклование труб нагревом в печи
4.	Продувка остеклованных труб сжатым воздухом
5.	Укладка остеклованных труб на стеллаж
	Итого:	0,210
	II. Покрытие труб бакелитовыми лаками
1.	Подготовка насосно-компрессорных труб к пескоструйке
2.	Подноска с просеиванием вручную кварцевого песка для пескоструйки
3.	Подноска вручную к бункеру кварцевого песка и его загрузка
4.	Очистка насосно-компрессорных труб пескоструйной
5.	Поднятие очищенных насосно-компрессорных труб в шахту
6.	Получение материалов, приготовление и поднятие компауда в шахту
7.	Покрытие насосно-компрессорных труб компаудом
8.	Снятие насосно-компрессорных труб из шахты и укладка на стеллаж готовой продукции с маркировкой и навертыванием муфт
	Итого:	0,177

Приложение 29

НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА РАЗДЕЛКУ МЕТАЛЛОЛОМА И ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ ПРИ СБОРЕ И СДАЧЕ МЕТАЛЛОЛОМА

№ п/п	Наименование работ	Кол-во работ	Норма времени на весь объем, чел.-час
1	2	3	4
1.	Разделка металлолома огневой резкой	100 т	148,9
2.	Погрузочно-разгрузочные работы:
	а) немеханизированным способом:
	погрузка	100 т	72,9
	разгрузка	100 т	46,7
	Итого:		119,6
	б) механизированным способом:
	погрузка и разгрузка	100 т	15,6
3.	Сопровождение металлолома при транспортировке:
	а) при I группе дорог:
	грузоподъемность автомашины	100 т на 10 км пути
	5 т		27,0
	7 т		19,5
	б) при II группе дорог:
	грузоподъемность автомашины
	5 т	100 т на 10 км пути	35,6
	7 т	-«-»	25,4
	в) при III группе дорог:
	грузоподъемность автомашины
	5 т	-«-»	42,7
	7 т	-«-»	30,5

Расчет трудоемкости на сопровождение 100 т металлолома на расстояние 10 км

1. Расчетные нормы пробега автомобилей, км/час:

I группа дорог — 39,0;

II группа дорог — 30,0;

III группа дорог — 25,0.

2. Грузоподъемность автомашин — 5 и 7 т.

3. Коэффициент использования грузоподъемности автомашины — 0,75.

Сопровождают 2 человека в оба конца.

Расчет трудоемкости сопровождения 100 т

При I группе дорог:

При II группе дорог:

При III группе дорог:

---