.

.

.

.

.

.

.

.

ПРАВИЛА ПО

ЭКСПЛУАТАЦИИ,

РЕВИЗИИ,

РЕМОНТУ И

ОТБРАКОВКЕ

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

Правила устанавливают требования к эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов для транспорта нефти, газа и попутно добываемой пластовой воды.

В Правилах приведены основные положения по проведению осмотров, ревизий, периодических испытаний линейной части нефтепромысловых трубопроводов, обслуживанию и ревизии запорной арматуры, выполнению работ по диагностике и отбраковке трубопроводов, работ по защите трубопроводов от внешней и внутренней коррозии, проведению ремонтных работ, в том числе работ с применением энергии взрыва, работ по консервации и демонтажу трубопроводов. Рассмотрены вопросы расследования и ликвидации аварий на трубопроводах, приводятся требования к выполнению сварочных работ на них.

Разработаны положения по контролю за проходным давлением в системах сбора, очистке трубопроводов от парафина, воды и механических примесей, уходу за трассой, организации патрульной службы, эксплуатации охранных зон.

В Правилах дается новая классификация трубопроводов различного назначения, более полно отражающая влияние различных факторов на степень их опасности.

Разработаны требования к обеспечению качества проектирования трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды, переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, защитных зон вокруг трубопроводов, к оснащению систем трубопроводов средствами контроля, регулирования и противоаварийной защиты, проведению очистки трубопроводов от различных отложений.

Разработаны требования, предъявляемые к материалам и конструкциям промысловых стальных трубопроводов, строительству промысловых трубопроводов, контролю качества строительства, испытанию и приемке их в эксплуатацию.

Приведены положения по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей природной среды при эксплуатации промысловых трубопроводов.

Кроме вопросов эксплуатации промысловых трубопроводов, в Правилах уделено серьезное внимание вопросам проектирования, строительства, приемки в эксплуатацию построенных объектов, использованию материалов и конструкций трубопроводов. Разработанные в этих разделах требования полезны как эксплуатационникам, так и разработчикам нормативных документов по проектированию, строительству и приемке в эксплуатацию, так как они отражают реальные условия эксплуатации.

.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

.

1.1. Правила устанавливают основные требования по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов систем сбора и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды нефтяных месторождений и регламентируют вопросы выбора материалов и деталей трубопроводов, их сварки, строительства, испытаний и приемки трубопроводов в эксплуатацию, обслуживания, выполнения ремонтных работ, защиты от коррозии, расследования и ликвидации аварий, диагностики и отбраковки трубопроводов, охраны труда, пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

Требования распространяются на трубопроводы для внутри–промыслового сбора и транспорта нефти и сопутствующих ей компонентов – газа и пластовой воды с содержанием сероводорода в газе в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, находящейся в равновесии с сероводородсодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, содержащей растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при парциальном давлении до 10 000 Па.

В состав трубопроводов входят:

а) выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок;

б) нефтесборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефте–газопроводы);

в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до потребителей;

г) нефтепроводы для транспортирования газо–насыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и дожимных насосных станций (ДНС) до центральных пунктов сбора (ЦПС);

д) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

е) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефте–отдачи;

ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;

з) водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (кустовой насосной станции);

и) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора и подготовки нефти до сооружений магистрального транспорта;

к) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта;

л) ингибиторо–проводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;

м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на объектах его подготовки.

Границами внутриплощадочных промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения – пределы отсыпки соответствующих площадок.

Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефте–газопроводами, а транспортирующие раз–газированную нефть – нефтепроводами.

1.2. Правила не распространяются:

1) на магистральные трубопроводы независимо от транспортируемого продукта;

2) тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

3) трубопроводы из неметаллических материалов (в том числе бронированные стальными трубами);

4) трубопроводы из чугунных труб;

.

Таблица 1.1. Фактические сроки службы промысловых трубопроводов по регионам отрасли.

.

Назначение трубопровода, транспортируемая среда . . .	Фактические сроки службы по регионам добычи, годы
	Запад	Север	южные районы	другие районы
Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин до центральных пунктов сбора и дожимных насосных станций (выкидные линии, нефтегазосборные коллекторы, газопроводы, внутри–площадочные трубопроводы) при содержании сероводорода до 300 Па.	10	10	8	12
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода в продукции скважин свыше 300 Па.	5	5	4	6
Трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и захоронения	6	7	5	8
пластовых и сточных вод при содержании сероводорода до 300 Па.	.	.	.	.
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода свыше 300 Па.	3	4	3	6
Трубопроводы пресных вод.	15	15	15	15
Нефтепроводы, газопроводы для транспортирования товарной нефти и газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта, газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи, газо–проводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.	20	20	20	20

.

5) промысловые трубопроводы, транспортирующие среды с содержанием сероводорода, обуславливающим его парциальное давление свыше 10 000 Па.

1.3. Эксплуатация и ремонт трубопроводов пара и горячей воды первой категории диаметром 51 мм и более, а также трубопроводов всех других категорий диаметром 76 мм и более осуществляются в соответствии с действующими «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

1.4. Эксплуатация и ремонт газопроводов, подконтрольных Гостехнадзору, осуществляются в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

1.5. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в табл. 1.1.

.

.

.

.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ.

.

2.1. Все внутри–промысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на четыре категории.

2.2.Категория трубопроводов определяется по сумме баллов , где K i – определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов К >50; ко второй – с суммой баллов 33 <К £ 50; к третьей – с суммой баллов 16 £ К £ 33; к четвертой – с суммой баллов К <16.

.

Таблица 2.1. Значение коэффициента К1 для различных видов трубопроводов.

.

Назначение трубопровода	Значение коэффициента К1
Газопровод внутриплощадочный	20
Нефте–газопровод внутриплощадочный	18
Нефтепровод внутриплощадочный	14
Водовод внутриплощадочный	16
Газопровод внутри–промысловый	12
Нефтепровод внутри–промысловый	10
Нефте–газопроводный коллектор I порядка	8
Нефте–газопроводный коллектор II порядка	6
Водовод внутри–промысловый	4
Выкидная линия скважин	2

.

2.3. Коэффициент К1 определяется в зависимости от назначения трубопровода по табл. 2.1.

Коллектор II порядка – нефтегазосборный трубопровод, отводящий продукцию нескольких кустов скважин до врезки его в коллектор I порядка.

Коллектор I порядка – нефтегазосборный трубопровод, объединяющий продукцию нескольких коллекторов II порядка до входа его в пункт подготовки.

2.4. Коэффициент К2 учитывает ответственность трубопровода в зависимости от диаметра:

2.5. Коэффициент К3 учитывает влияние рабочего давления на относительную опасность его для людей и окружающей среды и определяется по зависимости:

2.6. Коэффициент К4 учитывает влияние газового фактора на надежность работы промыслового трубопровода и определяется по зависимости:

2.7. Коэффициент К5 учитывает влияние скорости коррозии трубопровода (внутренней или внешней в зависимости от ее преобладающего влияния) на надежность его работы и определяется из выражения:

2.8. Трубопроводы I, II, III категорий считаются ответственными.

2.9. Категории участков промысловых трубопроводов определяются по данной классификации трубопроводов и условиям прокладки в соответствии с прил. 20.

.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

3.1. Требования к обеспечению качества сооружения систем сбора нефти, газа и систем поддержания пластового давления.

.

3.1.1. Конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки должны обеспечивать:

3.1.2. Трассы трубопроводов должны выбираться на основе многовариантных технико–экономических исследований. В качестве критериев оптимальности вариантов следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте, включая затраты на мероприятия по охране окружающей среды, а также металлоемкость, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.

Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством.

При выборе трассы необходимо по возможности избегать (обходить):

3.1.3. Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и эксплуатацию системы промысловых трубопроводов, при выборе трасс следует максимально использовать принцип коридорной прокладки линейных коммуникаций (трубопроводы, автодороги, ЛЭП и линии связи).

3.1.4. При коридорной прокладке ЛЭП и линий связи необходимо размещать по одну сторону автодороги, а трубопроводы – по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее – нефтепроводы и последними – газопроводы.

3.1.5. Технологическая схема и конструктивное оформление трубопроводов сбора нефти, газа и утилизации воды выбираются из условия эффективного применения технологических методов борьбы с коррозией (обеспечения эмульсионного течения, использования ингибиторов коррозии) трубопроводов, замораживанием (достаточного заглубления, использования теплоизоляционных материалов), отложениями песка (песко–уловители), парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка), скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса водных и газовых скоплений).

3.1.6. Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом и соотноситься с сортаментом выпускаемых труб. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих влажный газ, должны назначаться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Диаметр водоводов должен назначаться из условия предотвращения образования в них осадков взвешенных частиц. Не допускается устройство трубопроводов, транспортирующих продукцию со скоростями ниже критических, при которых выделяется из продукции подстилающий слой воды или твердые осадки.

Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси рекомендуется проводить по методикам, рекомендуемым в соответствии с табл. 3.1, в зависимости от рельефа местности, вязкости транспортируемой жидкости и расходного газо–содержания.

Если проектная организация для выполнения гидравлического расчета использует другие документы, она несет ответственность за качество выполнения работ.

.

Таблица 3.1. Рекомендуемые методики гидравлического расчета трубопроводов

(номер методики указан в квадратных скобках).

.

Расходное газо–содержание b, м3/м3 .	Расположение трубопровода . .
.	горизонтальный (a £ 0,005 рад) . рельефный (a> 0,005 рад) .
.	вязкость жидкости v, сст .
.	v £ 50	50 < v £ 350	v £ 50	50 < v £ 350
b £ 0,9	[2]	[4]	[1]	[4]
b > 0,9	[5]	[3]	[3]	[3]

.

3.1.7. В проекте должен быть разработан на все время эксплуатации трубопроводов план мероприятий, обеспечивающий равномерную загрузку трубопроводов путем очередности разбуривания скважин, организации регулируемого сброса попутно добываемых воды и газа на кустах скважин и дожимных насосных станциях, переключения потоков нефти, газа и воды на трубопроводы соответствующего диаметра в моменты реконструкции систем сбора с тем, чтобы обеспечить эмульсионный режим движения продукции по трубопроводам, утилизацию воды закачкой ее в пласт через системы заводнения пластов.

3.1.8. Трубы, фасонные детали, запорная арматура для трубопроводов сбора нефти, газа и воды, их качество и материал должны выбираться в соответствии с рекомендациями раздела 4 настоящих Правил в зависимости от свойств транспортируемых сред, с учетом изменения этих свойств в течение всего периода эксплуатации трубопроводов.

3.1.9. Трубопроводы должны быть надежно защищены от внутренней коррозии в соответствии с рекомендациями раздела 5 путем применения технологических методов защиты, внутренних покрытий, ингибиторов коррозии, средств очистки трубопроводов от скоплений воды, твердых отложений. Целесообразность того или иного способа защиты (или их сочетание) на различных этапах эксплуатации трубопроводов должна быть подтверждена технико–экономическим расчетом.

Целесообразность применения средств борьбы с наружной коррозией путем использования антикоррозионных изоляционных материалов, средств электрохимической защиты в каждом конкретном случае должна быть определена технико–экономическим расчетом.

3.1.10. В проекте обустройства месторождения на трубопроводах сбора нефти, газа и воды должны быть предусмотрены пункты наблюдения за скоростью внутренней коррозии, оснащенные датчиками и вторичными приборами контроля.

3.1.11. В проекте обустройства месторождения на всех этапах производства строительных работ должны быть разработаны организационные мероприятия по:

Особое внимание должно быть уделено предпусковой диагностике и опрессовке трубопроводов при сдаче в эксплуатацию (см. раздел 6 настоящих Правил).

3.1.12. Толщина стенки трубопроводов определяется прочностным расчетом в зависимости от категории участка трубопровода, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.

3.1.13. Трубопроводы должны быть сварены встык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной равно–проходного сечения запорной арматуры (кранов, задвижек, вентилей и т. д.), согласно расчетному давлению в трубопроводе.

Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы на участках трубопроводов, требующих периодической разборки, а также могут быть использованы в качестве изолирующих в зонах с блуждающими токами.

3.1.14. Допустимые радиусы изгибов трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла трубы в процессе эксплуатации, а также разностью температур строительства и эксплуатации трубопроводов.

Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должны иметь радиусы изгиба не менее 5 диаметров трубопровода. У сварных отводов угол поворота сектора не должен превышать 6°С.

3.1.15. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее диаметра трубопровода. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее с рабочим давлением до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.

3.1.16. В местах разветвления системы трубопроводов, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установки технологических узлов запорной и регулирующей арматуры, на переходах, выполненных с использованием круто изогнутых отводов, и в других случаях, где возможны значительные осевые перемещения от температурного перепала и внутреннего давления, следует определять величину этих перемещений, которые необходимо учитывать как воздействие при расчете на прочность указанных элементов системы.

Эти узлы и элементы системы при необходимости должны быть конструктивно защищены от осевых деформаций примыкающих к ним подземных трубопроводов с помощью открытых или закрытых компенсаторов, компенсаторов–упоров, неподвижных опор, связей, ограничивающих деформации узлов и т. д.

3.1.17. При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола, ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и др.). Выбор метода определяется на основании технико–экономических решений.

3.1.18. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях и ПХР следует предусматривать подземную прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонаселенных районах на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.

Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.

В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промысловых трубопроводов должны учитываться сейсмические воздействия, а также рекомендации по выбору антисейсмических мер.

3.1.19. Необходимость внешней тепловой изоляции трубопроводов и ее конструктивное оформление определяются теплотехническими расчетами, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологического процесса, техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с СН.

3.1.20. Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия равно–безопасности участков и требований охраны окружающей среды.

Запорная арматура устанавливается в соответствии с проектом, учитывающим рельеф местности, в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м, на входе и выходе трубопровода из установок подготовки нефти, на обоих берегах водных преград, на участках нефте–газопроводов, проходящих на отметках выше городов и населенных пунктов.

3.1.21. Заглубление трубопроводов определяется условиями их сохранности, режимом транспортировки и свойствами транспортируемых сред.

Для защиты от механических повреждений и передачи внешних нагрузок заглубление трубопроводов до их верхней образующей должно быть не менее:

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательных температурах, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиПом.

3.1.22. Допускается совместная прокладка (в одной траншее) трубопроводов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее. Количество трубопроводов, укладываемых в одной траншее, определяется проектом. При одновременной прокладке расстояние между трубопроводами принимается из условия качественного и безопасного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее 0,5 м в свету.

При разновременной укладке трубопроводов в траншее как одного, так и различного назначения расстояния между ними следует принимать с учетом обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно–монтажных работ и безопасности производства работ. Однако расстояния должны быть не менее указанных в табл. 3.2.

.

Таблица 3.2. Минимальные расстояния между трубопроводами.

.

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм	Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопроводов, м
До 100 включительно	5
Свыше 100 до 300 включительно	8
Свыше 300 до 600 включительно	11
Свыше 600	14

.

Примечание. В районах Севера при соответствующем обосновании допускается прокладка трубопроводов различного назначения в одной траншее при одновременном строительстве трубопроводов с диаметром до 300 мм с расстоянием в свету между трубами не менее 0,5 м.

3.1.23. Наземная прокладка трубопроводов в насыпях применяется на участках с низкой несущей способностью грунтов на болотах и обводненных участках. На участках, расположенных на грунтах, теряющих несущую способность при оттаивании, наземная прокладка в насыпи возможна, если под трубопроводом устраивается теплоизолирующий слой, предохраняющий грунт от растепления или при транспортировке продукта, имеющего постоянно отрицательную температуру.

Допускается совмещение насыпи, отсыпаемой для трубопроводов, с насыпью для внутри–промысловой эксплуатационной дороги. При этом должны быть осуществлены мероприятия по защите трубопровода от повреждения тяжелой техникой.

3.1.24. Наземная прокладка трубопроводов без обвалования грунтом с компенсацией осевых деформаций допускается на трассах, проходящих по малонаселенной местности со спокойным рельефом, при отсутствии бугров пучения, оползней и других условий, которые могут вызвать недопустимые горизонтальные и вертикальные перемещения трубопроводов.

3.1.25. Надземная прокладка трубопроводов применяется на участках, где грунты обладают низкой несущей способностью, на участках с пересеченным рельефом местности, при наличии большого количества водотоков, оврагов, озер и рек, на переходах трубопроводов через водные преграды, русла селевых потоков, при пересечении оползневых участков, и участков с просадочными и пучинистыми грунтами, при скальных грунтах, на участках с вечномерзлыми грунтами и в других случаях, когда подземная прокладка недостаточно надежна, сложна и экономически нецелесообразна, а также в случаях необходимости изолировать «горячие» трубопроводы от вечномерзлого грунта.

Допускается надземная прокладка нескольких трубопроводов на одних опорах в один – два яруса с обеспечением доступа к ним для выполнения ремонтных работ, а также работ по нанесению и восстановлению противокоррозионных покрытий. Расстояние в свету между расположенными рядом, на одном уровне, трубопроводами должно быть не менее 250 мм при условном диаметре труб до 250 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при трубах с условным диаметром более 250 мм.

Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли следует принимать в зависимости от рельефа местности и грунтовых условий, климатических условий района, теплового воздействия трубопровода на грунты, обеспечения проездов транспорта, миграции крупных животных и других соображений. Расстояние от низа трубопровода до поверхности земли должно быть не менее 0,25 м, в местах свободного прохода людей – не менее 2,5 м, на путях миграции крупных животных – не менее 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог – не менее 5,5 м (по согласованию с организациями, эксплуатирующими их).

Надземные трубопроводы должны строиться с учетом продольных перемещений от температурных воздействий, испытания их внутренним давлением, пропуска очистных устройств и устойчивости в ветровом потоке.

3.1.26. Прокладка промысловых трубопроводов на вечномерзлых грунтах должна производиться на основе анализа мерзлотно–грунтовых условий трассы, технико–экономических показателей, результатов тепловых и прочностных расчетов, различных конструктивных решений по способам прокладки, обеспечения их работоспособности и ремонтопригодности в течение всего периода эксплуатации, а также охраны окружающей среды.

На участках, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные технологические изыскания.

Проектирование и строительство подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах, должны осуществляться или с сохранением грунта в мерзлом состоянии, или с допущением его оттаивания в процессе строительства и эксплуатации.

Выбор принципа использования грунта производится с учетом мерзлотно–грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений техническо–геологических условий и свойств грунтов основания, технико–экономического анализа стоимости различных вариантов прокладки трубопроводов и мероприятий по охране окружающей среды.

3.1.27. Для предотвращения возникновения напряжений в трубопроводах при их неравномерных осадках в вечномерзлых грунтах следует предусматривать специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замену грунта, укладку трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопроводов, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладку по типу «труба в трубе» и др.

3.1.28. Для уменьшения воздействия мерзлотного пучения на трубопроводы или на их опоры следует предусматривать следующие мероприятия: замену грунтов, устройство компенсационных участков, техническую мелиорацию грунтов, прокладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинных решений для обеспечения устойчивости положения трубопровода.

3.1.29. При пересечении оползающих участков откосов, сложенных вечномерзлыми грунтами, следует предусматривать надземную прокладку трубопроводов на свайных опорах, защищенных от бокового давления оползающего массива грунта специальными устройствами (шпунтами, шпунтовыми грунто–резами и др.).

Допускается подземная прокладка трубопроводов на оползающих откосах при заглублении в мерзлые грунты ниже прогнозируемой поверхности оползания оттаявшего массива.

3.1.30. Устойчивое положение трубопроводов против всплытия и выпирания при прохождении на обводненных и заболоченных участках при отсутствии транспортируемого продукта в них, в тех случаях, когда грунт не обладает удерживающей способностью или его удерживающая способность недостаточна, обеспечивается заменой и закреплением грунта, закреплением трубопроводов с помощью балластирующих устройств, анкерных креплений или другими способами, выполняемыми согласно расчету.

В качестве балластирующих устройств могут применяться:

В качестве анкерных устройств могут применяться:

3.1.31. Внутриплощадочные трубопроводы и металлические защитные покрытия теплоизоляции трубопроводов, проложенные надземно, следует защищать от вторичных проявлений молнии и статического электричества в соответствии с требованиями, предусмотренными указаниями по проектированию и устройству молние–защиты зданий и сооружений, а также специальными отраслевыми правилами.

3.1.32. Для свободного проезда транспорта и беспрепятственного прохода людей на воздушных переходах минимальная высота до нижней части трубопроводов или пролетных строительных конструкций высоких эстакад должна быть, м:

3.1.33. При пересечении высокими эстакадами и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должна быть не менее: м:

3.1.34. Пересечения эстакад с воздушными линиями электропередачи необходимо выполнять в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ).

Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами.

Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:

.

Напряжение, кВ	До 1,0	От 1 до 20	От 35 до 110	150	220
Расстояние над трубопроводом, м	1,0	3,0	4,0	4,5	5,0

.

При определении вертикального и горизонтального расстояний между воздушными линиями электропередачи и внутриплощадочными трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток галерей, площадок, следует рассматривать как части трубопроводов.

3.1.35. Размещать арматуру, фланцевые, резьбовые соединения, линзовые, волнистые компенсаторы и дренажные устройства на трубопроводах, расположенных над автодорогами и пешеходными дорожками, не разрешается.

3.1.36. Транзитная прокладка любых трубопроводов под зданиями и над ними не допускается.

3.1.37. Внутриплощадочные трубопроводы следует прокладывать с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожнение их в цеховую аппаратуру и емкости.

Уклоны трубопроводов следует принимать не менее:

В исключительных случаях допускается прокладывать трубопроводы с меньшим уклоном или без него, но при этом должны быть предусмотрены меры по их опорожнению.

3.1.38. В местах прохождения через стены, перекрытия, перегородки внутриплощадочные трубопроводы должны быть заключены в стальные гильзы из труб, внутренний диаметр которых на 10–20 мм больше наружного диаметра трубопроводов или тепловой изоляции. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим продольное перемещение трубопровода.

Гильзы должны быть жестко заделаны в строительной конструкции. Размещать сварные стыки трубопровода внутри гильз не допускается.

3.1.39. Внутриплощадочные трубопроводы и арматуру необходимо размещать с учетом необходимых проходов, в соответствии с действующими нормами техники безопасности. Трубопроводы, прокладываемые вдоль стен внутри зданий, не должны пересекать оконных и дверных проемов.

3.1.40. При расположении и креплении внутриплощадочных трубопроводов в зданиях следует учитывать возможность свободного перемещения подъемно–транспортных устройств.

3.1.41. Запрещается прокладывать внутриплощадочные трубопроводы внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений, в помещениях электрораспределительных устройств, камер, тепловых пунктов, а также на путях эвакуации персонала (лестничных клетках, коридорах и т. д.).

3.1.42. Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 100 мм допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений.

Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 200 мм допускается прокладывать по несгораемым участкам несущих стен производственных зданий. Такие трубопроводы должны располагаться на 0,5 м ниже или выше оконных, или дверных проемов (за исключением зданий, имеющих сплошное остекление).

Не допускается прокладка трубопроводов по стенам и ограждающим конструкциям, сбрасываемым при воздействии взрывной волны.

Не допускается размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений и дренажных устройств на трубопроводах, проложенных под оконными и дверными проемами.

Расстояния между прокладываемыми параллельно трубопроводами, а также между трубопроводом и строительными конструкциями, как по горизонтали, так и по вертикали следует выбирать с учетом возможности сборки, осмотра, нанесения тепловой изоляции и ремонта трубопроводов, а также смещения трубопроводов при температурной деформации. Расстояния указаны в прил. 21.

3.1.43. Прокладка промысловых нефтегазоконденсатопроводов в одной траншее с кабельными линиями запрещается.

3.1.44. Параллельная прокладка трубопроводов, а также пересечение их с кабелем должны производиться в соответствии с ПУЭ.

3.1.45. При прокладке кабельных линий параллельно с нефте –, газо– и конденсато–проводами расстояние по горизонтали между кабелем и газо–конденсато–проводом должно быть не менее 1 м.

Кабели, находящиеся от нефте–, газо– и конденсато–провода на меньшем расстоянии (но не менее 0,25 м), на всем протяжении сближения должны быть проложены в трубах.

Параллельная прокладка кабелей над и под нефте –, газо– и конденсато–проводом в вертикальной плоскости не допускается.

.

3.2. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия.

.

3.2.1. Переходы трубопроводов через реки, каналы, озера, ручьи, овраги, болота, автомобильные дороги могут выполняться надземным или подземным способами. Выбор способа сооружения перехода производится на основании технико–экономических расчетов.

Принятые решения согласовываются с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые системы.

.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды.

.

3.2.2. Подводные переходы трубопроводов проектируются на основании данных гидролого–морфологических, техническо–геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации ранее построенных подводных переходов в районе строительства, проектируемых и действующих гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ, условий судоходства и требований к охране окружающей среды и рыбных ресурсов.

3.2.3. Местоположение участка подводного перехода определяется с учетом направления трассы трубопровода и согласовывается со всеми заинтересованными организациями.

Створы переходов через реки выбираются на наиболее устойчивых против размыва участках русел с минимальной шириной заливаемой поймы в направлении перпендикулярно динамической оси потока. Необходимо избегать участков, сложенных скальным грунтом.

Прокладка подводных переходов, как правило, должна осуществляться с заглублением в дно водоема на 0,5 м ниже прогнозируемого профиля дна реки до верха забалластированного трубопровода, определяемого на основании технологических изысканий, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

На переходах через несудоходные и непромерзающие до дна закрытые водоемы в районах Крайнего Севера при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на дно водоема с заглублением в грунт не менее чем на 0,5 м от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При замерзании водоема расстояние от нижней поверхности льда до верха балластировки трубопровода должно быть не менее 0,5 м.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными грунтами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха, забалластированного трубопровода, до отметки дна водоема в ненарушенном состоянии.

3.2.4. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград промысловыми коллекторами газа (нефти), нефтегазосборными трубопроводами, нефтепроводами и водоводами пластовых и сточных вод следует предусматривать прокладку резервной нитки. При соответствующем обосновании резервную нитку разрешается предусматривать и при пересечении водных преград шириной до 75 м при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню воды при 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней.

Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий скважин, метаноло–проводов к скважинам, трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается проектом на основании технико–экономического обоснования.

3.2.5. На подводных переходах диаметр трубопровода и диаметр резервной нитки следует принимать равными диаметру основной магистрали.

Расстояние между параллельными нитками подводных трубопроводов на русловых участках назначается исходя из техническо–геологических и гидрогеологических условий, возможности производства строительных и ремонтных работ, исключающих повреждение соседних трубопроводов. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубленных в дно водоема, должны составлять 30 м при диаметре труб до 1000 мм включительно и 50 м – для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм.

На многониточных переходах трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, допускается прокладка основных ниток трубопровода в общей траншее.

3.2.6. Прокладку подземных трубопроводов на переходах через каналы и арыки оросительной системы следует предусматривать с заглублением ниже дна водотока на глубину не менее 1,0 м, считая от верха забалластированного трубопровода.

3.2.7. Подводные переходы в границах горизонта высоких вод (ГВВ) не ниже 1% обеспеченности должны закрепляться против всплытия. В русловой части перехода следует применять кольцевые грузы или обетонирование, обеспечивающие их надежную устойчивость против смещений при возможных деформациях русла.

3.2.8. На переходах через водные преграды расчет балластировки промысловых нефтепроводов должен производиться из условия его полного опорожнения, т. е. без учета веса продукта.

3.2.9. На переходах через глубокие болота и озера при соответствующем технико–экономическом обосновании для предотвращения всплытия трубопроводов диаметром до 250 мм допускается вместо балластирующих устройств применять трубы с увеличенной толщиной стенки, обеспечивающей отрицательную плавучесть.

3.2.10. На подземных переходах через водотоки должны предусматриваться берегоукрепительные работы.

3.2.11. На переходах через нерестовые реки и ручьи трубопроводы следует прокладывать над–земно на опорах с целью исключения воздействия на условия обитания ценных пород рыб, при этом трубы должны располагаться выше 1% уровня ГВВ на величину не менее 1,0 м. Кроме того, должны быть предусмотрены мероприятия по защите выходов труб из грунта от ледохода и корче–хода.

3.2.12. В случае максимальной глубины промерзания воды на внутриболотных озерах глубина заложения трубопроводов должна обеспечивать исключение вмерзания балластировочных грузов в лед.

.

Надземные переходы трубопроводов.

.

3.2.13. При устройстве надземных переходов через естественные и искусственные препятствия следует максимально использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании для прокладки трубопроводов применяются специальные мосты.

Прокладка трубопроводов по автодорожным мостам допускается в виде исключения, так при проектировании трубопровода в соответствии с требованиями к категории В и получении разрешения от заинтересованных организаций.

Наиболее простыми в исполнении являются балочные системы переходов (простые и усиленные). В тех случаях, когда по условиям рельефа местности, режима преграды, сложности устройства промежуточных опор или по другим соображениям величина необходимого расстояния между опорами больше той, которая может быть перекрыта балочными системами, следует применять висячие системы (вантовые, одно–цепные и др.) или арочные конструкции.

Арочные конструкции переходов следует применять там, где по условиям эксплуатации дороги или водной преграды трубопровод должен быть приподнят на значительную высоту.

Величина перекрываемого пролета и конструктивная схема перехода устанавливаются в зависимости от характера препятствия, требований заинтересованных организаций, охраны окружающей среды, надежности эксплуатации и технико–экономических соображений.

3.2.14. При надземном пересечении оврагов, балок, ущелий, каналов, рек и других водных преград расстояние от низа трубы или конструкций пролетного строения следует принимать:

При наличии сплава и корче–хода следует учитывать возможность образования заломов и заторов и расстояние до уровня воды при 1% обеспеченности увеличивать до 1 м.

3.2.15. Пролеты надземных балочных переходов систем трубопроводов могут быть увеличены за счет помещения рабочего трубопровода в трубу большего диаметра, совместной работы двух труб, устройства шпренгелей и др.

Непосредственная приварка к рабочему трубопроводу усиливающих элементов не допускается.

3.2.16. Совместная прокладка на одних опорах групповых надземных переходов трубопроводов и электролиний разрешается только для сетей, предназначенных для обслуживания трубопроводов (кабелей сигнализации, диспетчеризации, электропривода задвижек).

При этом электропроводка должна располагаться в трубах ниже трубопроводов на самостоятельных кронштейнах или подвесках.

3.2.17. Па переходах через водные преграды по технологическим мостам допускается совместная прокладка газопроводов и совместная прокладка трубопроводов с жидкими горючими средами, если указанные трубопроводы относятся к одному технологическому узлу, например, трубопроводы от одной дожимной насосной станции (ДНС).

3.2.18. При прокладке надземных трубопроводов в затопляемых поймах рек и водоемов, вне границ ледохода допускается временное затопление их водой при обеспечении условий, предотвращающих всплытие опор и самих трубопроводов. Изоляция таких участков должна быть усиленной.

.

Переходы трубопроводов через автомобильные дороги.

.

3.2.19. Переходы трубопроводов через внепромысловые автомобильные дороги I–IV категорий и промысловые автомобильные дороги с усовершенствованным покрытием следует проектировать в местах прохождения дорог в насыпях или в нулевых отметках, угол пересечения трубопровода с дорогами должен быть 90°С. Все пересечения необходимо согласовывать с владельцем транспортных магистралей. Прокладка трубопроводов через тело насыпи не допускается.

В местах пересечения трубопровода с автодорогами V категории, промысловыми автодорогами без усовершенствованных покрытий, автозимниками и лежневыми дорогами должны предусматриваться защитные мероприятия, исключающие повреждения трубопроводов. Места переезда обозначаются специальными знаками.

3.2.20. Участки трубопроводов в местах пересечения автомобильных дорог должны заключаться в защитные футляры из стальных или железобетонных труб, в тоннели, диаметр которых определяется условиями производства работ и конструкцией перехода, но должен быть больше наружного диаметра трубы не менее чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

3.2.21. На обоих концах защитного кожуха должны быть предусмотрены уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства в целях охраны окружающей среды. На трубопроводах I и II категорий диаметром более 500 мм один из концов защитного кожуха должен иметь выход в отводной колодец или на трап с факелом.

3.2.22. Заглубление трубопроводов на переходах через автомобильные дороги, проложенные на пучинистых и неустойчивых грунтах, следует предусматривать конструктивные мероприятия для исключения неравномерных пучений (осадок) основания дорог.

.

3.3. Создание защитных (буферных) зон вокруг особо опасных трубопроводных систем.

.

3.3.1. Защитные зоны создаются с целью предотвращения отрицательных воздействий трубопроводов на объекты, расположенные по границам этих зон, а также деятельности различных организаций на сохранность и безопасность работы самих трубопроводов.

3.3.2. Определяющие величину защитных зон минимальные расстояния от оси подземных, наземных и надземных трубопроводов различного назначения до объектов, зданий и сооружений следует принимать в соответствии со СНиПом.

3.3.3.В пределах защитных зон запрещается строительство каких–либо объектов без согласования с эксплуатирующей организацией.

3.3.4. Фактический материал по трубопроводу (исполнительная съемка), оформленный в установленном порядке строительно–монтажными организациями и заказчиком, должен быть передан в органы исполнительной власти на местах для нанесения его на районные карты землепользования.

3.3.5. Отвод земельных участков под строительство зданий и сооружений и прокладку коммуникаций в непосредственной близости от защитных зон осуществляется в порядке, установленном действующим законодательством.

Предприятия, организации, учреждения и отдельные граждане (застройщики) до рассмотрения соответствующими местными органами ходатайства о предоставлении земельных участков вблизи защитных зон должны согласовать строительство с предприятием, эксплуатирующим трубопровод.

3.3.6.В проекте производства работ по проведению приемочных гидравлических испытаний промысловых трубопроводов в случае строительства трубопровода в пределах населенного пункта или в непосредственной близости от него для обеспечения безопасности населения должно быть предусмотрено оповещение населения через местное радио и прессу по заявке эксплуатирующей организации о проводимых испытаниях с выдачей письменного предупреждения территориальной администрации и землепользователям о недопустимости появления населения в защитной зоне во время испытаний.

3.3.7. До начала заполнения трубопровода транспортируемой продукцией должны быть выполнены все работы, предусмотренные проектом.

3.3.8. При необходимости производства в защитной зоне работ, связанных с использованием энергии взрыва, необходимо согласовать производство работ с эксплуатирующей трубопровод организацией и органами территориальной администрации и пожарной охраны.

.

3.4. Требования к оснащению технологических систем сбора средствами контроля, регулирования, противоаварийной защиты.

.

3.4.1. Средства автоматизации контроля и регулирования должны обеспечивать:

3.4.2. Средства противоаварийной защиты должны предусматривать:

3.4.3. Средства контроля, регулирования и противоаварийной защиты при опрессовке промысловых трубопроводов (ПТ) должны производить:

.

3.5. Требования к оснащению промысловых трубопроводов средствами очистки.

.

3.5.1. Очистка внутренней полости промысловых трубопроводов должна предусматриваться с целью восстановления их пропускной способности путем удаления парафина, песка, водяных и газовых скоплений и различных механических примесей, а также с целью снижения скорости коррозии труб за счет удаления скопления воды и механических примесей.

Узлы запуска и приема очистных устройств должны предусматриваться на трубопроводах диаметром 200 мм и более.

3.5.2. Выбор метода очистки (механический, химический, термический, комбинированный) и оснащения участка трубопровода комплексом оборудования для очистки его внутренней полости должен быть подтвержден технико–экономическим расчетом.

Очистка телескопических трубопроводов может производиться термическим или химическим (в том числе гелями) способами, а также скребками для труб переменного диаметра.

3.5.3. Участки трубопровода, подвергающиеся механическим методам очистки, должны удовлетворять следующим требованиям:

3.5.4. Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода должен обеспечивать выполнение всех необходимых технологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из трубопровода загрязнений.

Комплекс оборудования должен содержать:

3.5.5. Камеры пуска и приема очистного устройства устанавливаются на фундаментах для обеспечения их несмещаемости в процессе эксплуатации. Они должны быть рассчитаны на нагрузки от пропуска очистных устройств и осевые усилия от температурного перепада и внутреннего давления. При необходимости камеры пуска очистных устройств должны быть конструктивно защищены от осевых усилий, обусловленных воздействием примыкающих к ним подземных трубопроводов. Герметизацию камер следует обеспечивать по I классу герметичности.

3.5.6. Оборудование для ввода и извлечения очистного устройства должно соответствовать требованиям пожаро–взрывобезопасности, обеспечивать необходимую механизацию подготовительных работ, удобство и надежность в эксплуатации.

3.5.7. Технологическая обвязка камер пуска и приема должна обеспечивать возможность перевода работы камеры на пусковой контур при приеме очистных устройств.

3.5.8. Сооружения для сбора и утилизации, выносимых из трубопровода загрязнений (парафина, песка, воды, конденсата и т.д.) должны быть рассчитаны на максимально возможный объем загрязнений. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации, выносимых из трубопровода загрязнений должны иметь ограждения и находиться на безопасном расстоянии от пожароопасных объектов.

3.5.9. Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка. Очистное устройство должно быть оборудовано сигнальным устройством для определения его местонахождения.

3.5.10. Система управления комплексом очистного оборудования должна предусматривать возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства.

3.5.11. Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен обеспечивать полное удаление загрязнений из полости трубопровода, а очистные устройства – необходимую степень герметизации при движении по всей длине очищаемого участка.

3.5.12. Устройства для очистки полости трубопровода должны удовлетворять следующим требованиям:

.

3.6. Обеспечение производства технологическими регламентами, согласование их с надзорными органами.

.

3.6.1. Технологический регламент по эксплуатации трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды на промыслах является документом, содержащим требования к эксплуатации этих систем с целью поддержания оптимальных параметров работы трубопроводов, их согласования с параметрами работы всего месторождения, установок подготовки нефти, газа и воды, обеспечения достигнутого уровня надежности, безопасности, производственной санитарии, пожаро–взрывобезопасности и охраны окружающей среды.

3.6.2. Регламенты составляются и утверждаются предприятиями, эксплуатирующими внутри–промысловые трубопроводы.

При необходимости привлекаются научно–исследовательские организации.

3.6.3. Регламенты составляются на основе достижений науки в техники в данной области к моменту разработки регламента. Регламент должен выполняться для конкретных проектных материалов, на конкретные технические решения. В случае, если на объектах трубопроводного транспорта применяются новые виды сырья, вспомогательных материалов, отходов и выбросов, научно–исследовательские организации – разработчики процессов обязаны ко времени выдачи регламента составить и согласовать технические условия на них, а также определить величины предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ для воздуха и водоемов санитарно–бытового и рыбо–хозяйственного назначения.

3.6.4. Регламент на систему трубопроводов сбора нефти, газа и воды должен содержать требования по:

3.6.5. Регламенты составляются на систему сбора одного цеха в целом. При необходимости регламент может быть разработан на отдельный трубопровод. В этом случае он должен находиться в полном соответствии с регламентом на систему сбора цеха.

3.6.6. Регламенты подписываются руководителем составившей их организации, согласовываются с проектной организацией, разработавшей проект строительства трубопровода, контролирующими органами (Гостехнадзором, охраны природы, территориальными органами пожарной охраны), утверждаются руководителем эксплуатирующей организации.

3.6.7. Регламенты утверждаются с ограничением срока их действия в пределах не более трех лет.

Повторно утверждаемые регламенты представляются на согласование и утверждение в порядке, установленном для вновь разрабатываемых регламентов.

3.6.8. Ответственность за своевременный пересмотр регламентов несет эксплуатирующая организация, за качество регламентов – организация–разработчик.

3.6.9. Дополнения и изменения в утвержденный регламент вносятся организацией, составившей регламент. Дополненный и измененный регламент должен быть согласован и заново утвержден в порядке, установленном для вновь разрабатываемых регламентов.

.

3.7. Порядок внесения изменений в технологическую и проектную документацию.

.

3.7.1. Под изменением действующего документа понимается любое исправление, исключение или добавление каких–либо данных.

3.7.2. Изменения, внесенные в документ, не должны нарушать взаимосвязи с документами, выпущенными ранее.

3.7.3. Любое изменение в документе, вызывающее какие–либо изменения в других документах, должно одновременно сопровождаться внесением соответствующих изменений во все взаимосвязанные документы.

3.7.4. Изменения в документ на всех стадиях его использования вносят на основании извещения об изменениях в соответствии с ГОСТ.

3.7.5. Выпускать извещения об изменениях в действующих документах имеет право только предприятие – держатель подлинников этих документов.

3.7.6. Изложенные в извещении указания обязательны для всех предприятий, применяющих измененную документацию.

3.7.7. Необходимые исправления документов, вызванные внесением ошибочных изменений, должны оформляться новыми извещениями об изменениях.

3.7.8. При обнаружении ошибки допускается немедленно вносить в копии, находящиеся в производстве, необходимые исправления, подписанные ответственными лицами, с последующим выпуском предварительного извещения или извещения об изменении.

Предварительное извещение имеет право выпускать как предприятие – держатель подлинников, так и предприятие – держатель учтенных копий или дубликатов.

3.7.9. Предприятие – держатель подлинников по всем поступившим от других организаций предложениям об изменении в течение месяца после их получения обязано направить ответ или о принятии предлагаемых изменений, или об их отклонении с указанием конкретных причин отклонения или задержки предлагаемых изменений.

3.7.10. Все извещения об изменении и предварительные извещения, независимо от содержания предлагаемых изменений, должны быть согласованы с заказчиком.

3.7.11. Все извещения об изменении и предварительные извещения до представления на согласование заказчику должны быть оформлены всеми необходимыми согласующими подписями.

3.7.12. Предварительные извещения и предложения об изменении предприятия – держателя копий перед направлением предприятию – держателю подлинников должны быть согласованы с заказчиком.

3.7.13. Заказчику с извещением об изменении и предварительным извещением представляют при необходимости технические расчеты (отчеты по испытаниям), обосновывающие целесообразность и необходимость вносимых изменений.

Если заказчик не согласен с предлагаемыми изменениями, то он об этом дает обоснованное заключение.

.

4. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ И КОНСТРУКЦИЯМ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

4.1. Общие положения.

.

Применяемые для промысловых стальных трубопроводов трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и техническим характеристикам материала должны отвечать требованиям соответствующих нормативных документов.

Материал труб и детали трубопроводов следует выбирать в соответствии с действующими нормативами по материальному оформлению процессов, рекомендациями научно–исследовательских и проектных организаций с учетом опыта эксплуатации. Наряду со стальными могут применяться пластмассовые, полиметаллические и другие трубы.

.

4.2. Типы труб, область применения и требования к их качеству.

.

4.2.1. Для трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямо–шовные, спирально–шовные, сваренные током высокой частоты, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных, как правило, низколегированных сталей диаметром более 500 мм. Требования, предъявляемые к трубам для строительства трубопроводов с условным диаметром до 500 мм независимо от давления и от 500 мм и выше при парциальном давлении сероводорода 300 Па и менее, должны соответствовать положениям «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности». Применение спирально–шовных труб любого диаметра в пределах участков категории В не допускается.

Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтяных месторождений), транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па, должны применяться трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ и бесшовные (диаметром до 426 мм включительно) при отсутствии электросварных труб с необходимыми техническими характеристиками и прямо–шовные (диаметром более 426 мм) с удовлетворительной стойкостью против сероводородного растрескивания. Для трубопроводов нефтяных месторождений применяются трубы, указанные в п. 4.2.5.

4.2.2. Для трубопроводов газовых и газоконденсатных месторождений, транспортирующих влажные сероводородсодержащие среды, при давлении сероводорода более 300 Па следует применять трубы с учетом п/п. 4.2.3–4.2.4, соответствующие требованиям приведенных ниже стандартов и технических условий.

Бесшовные трубы:

Примечание. Применение труб по ГОСТ в северной климатической зоне не допускается. Указанные трубы разрешается использовать в других климатических зонах. При условии включения дополнительных требований по ударной вязкости, неразрушающим методам контроля, предельным отклонениям от геометрических размеров труб и гидравлическим испытаниям на уровне ТУ, которые оговариваются при составлении заказа на трубы.

Электросварные прямо–шовные трубы:

Примечание. Допускается использование только при ремонте действующих трубопроводов, построенных из труб, отмеченных звездочкой (*).

4.2.3. Трубы бесшовные по ГОСТ, предназначенные для транспортирования газа, содержащего сероводород, при его парциальных давлениях более 300 Па (0,0030 кгс/см2), должны изготавливаться из катаной или кованой заготовки в соответствии с ГОСТ (применение литой заготовки не допускается), с испытанием механических свойств на растяжение по ГОСТ и испытанием на твердость по ГОСТ, выполнением требований СНиП по ударной вязкости и по предельным отклонениям от номинальных размеров.

4.2.4. Трубы бесшовные по ГОСТ, соответствующие п. 4.2.3, допускается применить для участков трубопроводов категорий В, I и II при условии гидравлического испытания каждой трубы и контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой дефектоскопией).

4.2.5. Для строительства трубопроводов нефтяных месторождений, транспортирующих продукцию нефтяных скважин (нефть, нефтяной газ и воду) при давлении до 10 МПа и парциальных давлениях сероводорода выше 300 до 10000 Па, а также при более высоких парциальных давлениях при содержании сероводорода до 5 % и давлении до 0,6 МПа, должны применяться трубы по ГОСТ, ТУ с учетом ограничений, указанных в п. 4.2.8.

До освоения промышленностью необходимого сортамента труб по ГОСТ допускается применение труб по ТУ и ГОСТ, при этом трубы по ГОСТ следует применять только для участков трубопроводов II–IV категорий с условным диаметром до 400 мм включительно на рабочее давление до 2,5 МПа.

Трубы по ГОСТ должны заказываться с дополнительными требованиями по ударной вязкости гидро–испытанию, неразрушающему контролю, разделке кромок, а также по геометрии трубы из катаной или кованой (не литой) заготовки.

4.2.6. Ограничения в применении труб по ГОСТ:

4.2.7. Выбор труб для трубопроводов нефтяных месторождений с парциальным давлением сероводорода выше 300 Па, при давлении в трубопроводе выше 10 МПа следует производить в соответствии с п/п. 4.2.2–4.2.5.

Для газлифтных систем и систем обустройства промыслов, работающих под давлением до 12,0 МПа, следует применять трубы по ТУ.

Для систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует применять:

4.2.8. При определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионно–агрессивные сероводородсодержащие среды и рассчитанных по несущей способности, добавляются:

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение добавки (02) по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами, с близкими условиями эксплуатации труб. Во всех случаях величина такой добавки должна быть не менее 2 мм.

Толщина стенки трубопроводов систем заводнения, транспортирующих пресные воды, определяется по несущей способности без добавки на коррозию С2.

Толщина стенки с учетом коррозии определяется в соответствии с ВСН.

4.2.9. Ударная вязкость заводских сварных соединений труб, определяемая при минимальной температуре строительства, должна удовлетворять требованиям, приведенным в СНиП.

4.2.10. Во всех случаях применения стальных труб для сероводородсодержащих сред при парциальном давлении сероводорода выше 300 Па должна предусматриваться защита трубопроводов от внутренней коррозии (ингибиторы, защитные покрытия и др.).

4.2.11. Трубы считаются пригодными по качеству при условии, что:

4.2.12. Трубы могут подвергаться ремонту, если:

4.2.13. Ремонт труб производится в соответствии с требованиями ВСН.

Ремонт и заключение о пригодности труб для дальнейшего использования оформляются актом по установленной форме.

4.2.14. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, перечисленные в 4.2.12, могут быть подвергнуты ремонту только по разрешению завода–изготовителя.

4.2.15. Трубы признаются непригодными для сооружения нефте–газопроводов, если они не отвечают требованиям п/п. 4.2.11 и 4.2.12.

4.2.16. При измерении наружного диаметра труб, деталей трубопроводов и прочих деталей диаметром до 57 мм включительно за величину диаметра принимают среднее арифметическое измерений диаметра в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Измерения проводят штангенциркулем с погрешностью не более 1,0 мм.

4.2.17. Для труб и прочих деталей диаметром более 57 мм значение наружного диаметра Д, мм, вычисляют по формуле:

4.2.18. Толщину стенки измеряют с торцов труб и деталей штангенциркулем не менее чем в пяти, равномерно распределенных по окружности, точках с погрешностью не более 0,1 мм.

4.2.19. В местах, пораженных коррозией, толщину стенки измеряют с помощью ультразвукового толщино–мера с погрешностью не более 0,1 мм.

4.2.20. Марка стали труб в соответствии с минимальными температурами эксплуатации и строительства трубопроводов, а также с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» выбирается в соответствии с прил. 22.

4.2.21. Размеры бесшовных и электросварных стальных труб принимаются по номенклатуре выпускаемых труб в соответствии с прил. 23, 24.

.

4.3. Запорная арматура.

.

4.3.1. По способу присоединения к трубопроводу запорная арматура подразделяется на фланцевую, муфтовую и приварную. Муфтовая чугунная арматура рекомендуется только для трубопроводов с условным проходом не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды. Муфтовая стальная арматура может применяться на трубопроводах для всех сред при условном проходе не более 40 мм.

4.3.2. Маркировка арматуры производится в соответствии с ГОСТ.

Маркировка должна быть нанесена на корпус и содержать: товарный знак завода–изготовителя; условное давление; диаметр условного прохода; стрелку, показывающую направление потока. На арматуре, изготовленной из стали со специальными свойствами, дополнительно должна указываться марка материала корпуса. Цвет отличительной окраски – по ГОСТ.

Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с прил. 25, 26, 31.

4.3.3. Нормы герметичности (допустимый пропуск) устанавливаются по ГОСТ.

4.3.4. Материал арматуры для трубопроводов необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико–химических свойств транспортируемой среды. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять лишь в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам.

4.3.5. При выборе типа запорной арматуры (задвижки, вентиля, крана) следует руководствоваться диаметром трубопровода и характером перекачиваемой среды:

Краны следует применять, если использование задвижек или вентилей по каким–либо соображениям недопустимо или нецелесообразно.

Применение запорной арматуры в качестве регулирующей запрещается.

4.3.6. Запорная арматура, устанавливаемая на промысловых трубопроводах, должна соответствовать требованиям действующих ГОСТов, каталогов, нормалей машиностроения или специальных технических условий.

.

.

.

.

4.4. Фланцы.

.

4.4.1. Фланцы и материалы для них следует выбирать по государственным и отраслевым стандартам с учетом рабочих параметров среды. Для высоко–агрессивных сред и сред с температурами, на которые данные документы не распространяются, материал фланцев устанавливают по рекомендациям проектных или научно–исследовательских организаций (прил. 32).

4.4.2. Плоские приварные фланцы разрешается применять для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2,5 МПа и температуре среды не выше плюс 300° С.

4.4.3. Для трубопроводов, работающих при условном давлении свыше 2,5 МПа или температуре свыше 300° С, независимо от давления необходимо применять только стальные приварные встык фланцы.

4.4.4. Применение плоских стальных приварных фланцев с условным давлением до 1,0 МПа на трубопроводах, транспортирующих горючие, токсичные и сжиженные газы, не допускается.

4.4.5. Для фланцев в зависимости от свойств транспортируемых сред и их параметров применяются прокладки в соответствии с прил. 33.

Для фланцев, рассчитанных на Ру £ 2,5 МПа, можно применять только мягкие, спирально–навитые или металлические гофрированные с мягкой набивкой прокладки. При использовании металлических прокладок следует предусматривать фланцы на Ру не менее 4,0 МПа.

4.4.6. Для фланцев, рассчитанных на Ру от 6,3 МПа и более, вместо фланцев с уплотнительной поверхностью типа «выступ– впадина» можно применять соответствующие фланцы под прокладку овального сечения или с гладким соединительным выступом под зубчатую металлическую прокладку.

.

4.5. Прокладочные материалы.

.

4.5.1. Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений в зависимости от свойств транспортируемой среды и ее рабочих параметров рекомендуется выбирать в соответствии с прил. 33.

4.5.2. Кроме материалов для прокладок, указанных выше, по рекомендациям проектных и научно–исследовательских организаций допускается применение во фланцевых соединениях прокладок из различных пластмасс с учетом их физико–химических свойств.

Прокладки из фторопластового уплотнительного материала и фторопласта следует устанавливать во фланцевых соединениях с уплотнительной поверхностью типа «шип–паз».

.

.

.

.

4.6. Фасонные детали трубопроводов.

.

4.6.1. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации следует выбирать по действующим стандартам и техническим условиям (прил. 34–38).

4.6.2. Материал деталей трубопроводов, как правило, должен соответствовать материалу труб. При применении и сварке разнородных сталей руководствоваться указаниями раздела 8.

4.6.3. При изготовлении деталей трубопроводов на предприятиях необходимо руководствоваться действующими стандартами, техническими условиями и положениями настоящего документа.

.

4.7. Сварные детали трубопроводов.

.

4.7.1. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться настоящим документом, отраслевыми стандартами и другими нормативными документами.

4.7.2. Сварку фасонных деталей трубопроводов, контроль качества их сварных стыков следует производить в соответствии с требованиями раздела 8.

Не допускается исправлять дефекты сварки подчеканкой или под–варкой без предварительной вырубки дефектных мест.

4.7.3. Ответвления от трубопроводов могут быть выполнены одним из способов, указанных в ОСТ. При устройстве тройниковых соединений особое внимание следует уделять качеству сборки под сварку и сварочных работ. Не допускается усиливать сварные швы с помощью ребер жесткости.

4.7.4. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа. Технические требования к изготовлению тройников должны приниматься по ОСТ и МН. Размеры сварных тройников из углеродистой стали Ду 65–400 мм следует назначать по ОСТ (прил. 38), Ду 500–1400 мм по ОСТ.

Изготовление тройников в полевых условиях не допускается.

4.7.5. Отводы сварные с условным проходом 150–400 мм в соответствии с ОСТ разрешается применять для трубопроводов при давлении Ру не более 6,3 МПа (прил. 35).

Отводы сварные с условным проходом 500–1400 мм в соответствии с ОСТ можно применять для трубопроводов при давлении Ру не более 2,5 МПа.

4.7.6. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с Ду 250–400 мм по ОСТ и Ду 350–400 мм по ТУ разрешается применять для трубопроводов при давлении Ру до 4,0 МПа (прил. 36), а с Ду 500–1400 мм по ОСТ при Ру до 2,5 МПа.

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры и агрессивности среды соответствуют пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок стали.

Сварные швы переходов подлежат 100% контролю ультразвуковым или радиографическим методами.

4.7.7. Сварные крестовины и развилки допускается применять для трубопроводов из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше плюс 250° С.

Крестовины и развилки из электросварных труб допускается применять при давлении не более 1,6 МПа; при этом они должны быть изготовлены из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 2,5 МПа.

Крестовины и развилки из бесшовных труб допускается применять при давлении не более 2,5 МПа при условии изготовления их из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 4,0 МПа.

.

4.8. Гнутые и штампованные детали.

.

4.8.1. Крутоизогнутые отводы разрешается применять для трубопроводов при Ру до 10,0 МПа в соответствии с ГОСТ (прил. 34).

4.8.2. Гладко–гнутые отводы, изготавливаемые по ОСТ из бесшовных труб на Ру до 10,0 МПа, применяют вместо крутоизогнутых и сварных отводов на трубопроводах с пульсирующим потоком среды, а также на трубопроводах при условном проходе Ду менее 40 мм в первую очередь в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода.

Пределы применения гладко–гнутых отводов с радиусом сгиба большим или равным двум наружным диаметрам трубы из труб действующего сортамента соответствуют пределам применения труб, из которых они изготовлены. Применение отводов с радиусом меньшим двух наружных диаметров трубы должно обосновываться поверочными расчетами гнутых отводов на прочность.

4.8.3. Концентрические штампованные переходы по ГОСТ (прил. 36) и штампованные тройники по ГОСТ (прил. 37) разрешается использовать при Ру до 10,0 МПа.

.

4.9. Заглушки.

.

4.9.1. Заглушки рекомендуется выбирать в зависимости от рабочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации в соответствии с настоящим документом и действующими государственными и отраслевыми стандартами.

4.9.2. Приварные плоские и ребристые заглушки выбирают в соответствии с ОСТ для трубопроводов при давлении Ру до 2,5 МПа (прил. 39, 40).

4.9.3. Отбортованные заглушки по ГОСТ (прил. 41) разрешается устанавливать на трубопроводах при Ру до 10,0 МПа.

4.9.4. Быстросъемные заглушки по ТУ применяются в соответствии с рекомендациями заводов–изготовителей.

4.9.5. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, разрешается применять для трубопроводов с Ру до 10,0 МПа (прил. 42).

4.9.6. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также быстросъемные, выпускаемые по ТУ, запрещается применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо. Необходимо обеспечить визуальный разрыв между трубопроводами.

4.9.7. Качество материала заглушек должно подтверждаться сертификатом. Допускается составлять один сертификат на партию заглушек. Сертификат на постоянные заглушки должен храниться в журнале учета установки – снятия заглушек.

На каждой заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии –на цилиндрической поверхности) должны быть четко выбиты номер заглушки, марка стали, условное давление и условный проход.

4.9.8. Устанавливают и снимают заглушки по указанию лица, ответственного за эксплуатацию трубопровода. Установка и снятие заглушек должны отмечаться в специальном журнале. Рекомендуемая форма журнала приведена в прил. 2.

.

4.10. Крепежные детали.

.

4.10.1. Крепежные детали к фланцевым соединениям трубопроводов следует устанавливать в соответствии с государственными и отраслевыми стандартами (прил. 43):

а) болты – по ОСТ, гайки к ним – ОСТ;

б) шпильки – по ГОСТ, ОСТ; гайки к ним – ГОСТ, ОСТ.

При изготовлении шпилек, болтов и гаек твердость шпилек и болтов должна быть выше твердости гаек (прил. 44).

4.10.2. Материалы, применяемые для изготовления крепежных изделий, крепежные детали, поступающие на склад, должны иметь сертификат предприятия–изготовителя.

При отсутствии сертификата на материал предприятие – изготовитель крепежных деталей должно провести аттестацию материалов по результатам лабораторных испытаний и составить сертификат на них. Испытания проводятся по соответствующим стандартам или техническим условиям.

4.10.3. Не допускается изготовление крепежных деталей из кипящей, полуспокойной, бессемеровской и автоматной сталей. Материал заготовок или готовые крепежные изделия из качественных углеродистых, а также теплоустойчивых и жаропрочных легированных сталей должны быть термо–обработаны. Для крепежных деталей, применяемых при давлении до 1,6 МПа и рабочей температуре до плюс 200°С, а также крепежных деталей из углеродистой стали с резьбой диаметром до 48 мм термообработка необязательна (прил. 45).

4.10.4. Крепежные детали для соединения фланцев из аустенитной стали должны быть изготовлены из стали того же класса, что и фланцы. Допускается применять фланцы, шпильки и болты из сталей различных классов (с различными коэффициентами линейного расширения), но при температуре выше плюс 100° С их работоспособность должна быть подтверждена расчетом, данными эксплуатации или экспериментом.

.

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СТРОИТЕЛЬСТВУ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

5.1. Общие положения.

.

Требования к работам, выполняемым при строительстве трубопроводов, в равной степени распространяются на работы при реконструкции и капитальном ремонте, с заменой участков–трубопроводов.

.

5.2. Подготовительные работы.

.

5.2.1.В стадии подготовительных работ заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала строительно–монтажных работ передать подрядчику техническую документацию на нее и на закрепленные на трассе строительства трубопровода пункты и знаки этой основы, в том числе:

Допустимые средние квадратические погрешности при построении геодезической разбивочной основы:

5.2.2. Перед началом строительства генподрядная строительно–монтажная организация должна выполнить на трассе следующие работы:

5.2.3. До начала основных строительно–монтажных работ генподрядчик должен выполнить подготовительные работы на трассе.

5.2.4. Расчистку трасс под многониточные трубопроводы при одновременном их строительстве на обводненных и заболоченных участках необходимо выполнять на полную проектную ширину коридора.

5.2.5. Тип, конструкцию и ширину проезжей части временных проездов выбирают в зависимости от диаметров трубопроводов, количества одновременно укладываемых ниток, способов прокладки трубопроводов с учетом сезонности производства строительно–монтажных работ, несущей способности и естественного основания, наличия местных дорожно–строительных материалов.

На сложных участках (болотах, переувлажненных и обводненных участках трассы) могут быть использованы следующие конструкции технологических проездов:

.

5.3. Земляные работы. Разработка траншей.

.

5.3.1. Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от назначения и диаметра трубопроводов, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий в соответствии с действующими РД.

5.3.2. Для районов с глубиной промерзания 0,4 м и более в зимних условиях должны предусматриваться мероприятия по предохранению грунта от промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остатками и др.). Для сокращения продолжительности оттаивания мерзлого грунта в теплое время необходимо к периоду установления положительных температур удалить снег с полосы будущей траншеи.

5.3.3. При пересечении траншей с действующими подземными коммуникациями разработка грунта должна производиться в соответствии со СНиП и требованиями безопасности, предъявленными владельцем пересекаемых коммуникаций.

5.3.4. До начала работы по устройству траншеи в скальных грунтах с ее полосы снимают вскрышной слой рыхлого грунта на всю глубину до обнажения скального грунта при толщине вскрышного слоя до 0,5 м. При меньшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятый грунт вскрыши укладывают на берме траншеи и используют при необходимости для подсыпки и присыпки трубопровода.

5.3.5. Разрабатывают траншеи в скальных грунтах после предварительного рыхления скального грунта механическим или буровзрывным способом и грубой его планировки в соответствии с проектом.

.

5.4. Транспортные и погрузочно–разгрузочные работы.

.

5.4.1. Транспортные работы следует выполнять в соответствии с требованиями СНиПов, ГОСТов, правил дорожного движения и настоящих Правил.

5.4.2. Типы транспортных средств выбирают в зависимости от условий перевозок в соответствии с проектом производства работ.

5.4.3. Приемка труб грузополучателем производится согласно требованиям ГОСТов, ТУ и настоящих Правил (п/п. 6.1.9–6.1.11).

5.4.4. Транспортные средства должны быть оборудованы обрезиненными кониками для изолированных труб, устройствами, обеспечивающими сохранность труб (секций) и регламентируемый свес их концов.

Трубы и секции малых диаметров (до 325 мм) для сокращения времени погрузки и выгрузки, обеспечения лучшей сохранности и повышения безопасности перевозок рекомендуется перевозить в пакетах.

5.4.5. Трубы (секции) с теплоизоляцией должны перевозиться на транспортных средствах со специальным оборудованием, позволяющим избежать повреждения теплоизоляции.

5.4.6. При выполнении погрузочно–разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применять торцевые захваты, стропы, траверсы, мягкие полотнища специальной конструкции, снижающие давление на кромки труб. Коники трубовозов необходимо оборудовать мягкими подкладками во избежание повреждения покрытия труб.

Запрещается использовать незащищенные стальные канаты в качестве такелажных средств.

5.4.7. Штабелирование обетонированных труб диаметром до 720 мм производят в четыре яруса, а с диаметром свыше 720 мм – в три яруса.

5.4.8. При перевозке на плетевозах число труб и трубных секций определяют с учетом грузоподъемности машин и размеров труб.

.

5.5. Противокоррозионная и тепловая изоляция.

.

5.5.1. Типы и конструкции изоляционных и теплоизоляционных покрытий, а также материалы, применяемые для защиты от коррозии и для теплоизоляции трубопроводов, определяются проектом в соответствии с ГОСТ.

Работы по нанесению изоляционных и теплоизоляционных покрытий следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ.

5.5.2.В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов с учетом технико–экономических расчетов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормативный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

5.5.3. Защиту трубопроводов осуществляют покрытиями:

5.5.4. Участки трубопроводов при надземной прокладке защищают алюминиевыми, цинковыми, лакокрасочными, стеклоэмалевыми покрытиями или консистентными смазками.

Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм; толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ) должна быть не менее 0,5 мм;

толщина покрытий из алюминия и цинка должна быть не менее 0,25 мм.

5.5.5. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40°С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК–3 или ПАК–4 и иметь толщину в пределах 0,2–0,5 мм.

5.5.6. Оценку состояния защитных покрытий осуществляют в процессе строительства трубопроводов как в период нанесения защитных покрытий, так и при приемке сооружений в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ.

5.5.7. Тип и конструкция изоляционного покрытия в местах сварных соединений труб должны обеспечивать равнозначный защитный эффект основному покрытию.

5.5.8. Для строительства трубопроводов следует применять преимущественно трубы с изоляционным и тепло–изоляционым покрытием, нанесенными в заводских и базовых условиях, и предусматривать соответствующие мероприятия по сохранности изоляции и теплоизоляции от механических повреждений при складировании, погрузочно–разгрузочных операциях, транспортировке и укладке трубопроводов.

5.5.9. Конструкция тепловой изоляции назначается проектом и включает антикоррозионные теплоизоляционные и гидроизоляционные покрытия.

5.5.10. Теплоизоляцию в трассовых условиях наносят только при отсутствии в близлежащих районах строительства баз или цехов по теплоизоляции труб.

5.5.11. Тепло–гидроизолированные трубы, трубные секции, узлы и детали, а также материалы для их изготовления следует производить в соответствии с технологическим регламентом, утвержденным в установленном порядке; они должны отвечать требованиям действующих технических условий и стандартов.

5.5.12. Крановые узлы, отводы, тройники, катодные выводы, задвижки следует изолировать покрытиями, которые определены проектом:

.

5.6. Устранение повреждений заводских изделий и труб.

.

5.6.1. Перед монтажом изделия и трубы должны пройти приемку, при этом изделия и трубы не должны иметь недопустимых дефектов, регламентированных техническими условиями на поставку.

Обнаруженные дефекты определенных размеров могут быть устранены.

5.6.2. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб длиной до 3,5% диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. При этом на трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кГс/мм2) допускается правка вмятин и демонтированных концов труб при положительных температурах без подогрева. При отрицательных температурах окружающего воздуха необходим подогрев на 100¸150°С. На трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кГс/мм2) и выше – с местом подогревом на 150¸200°С при любых температурах окружающего воздуха.

Участки и торцы труб с вмятиной глубиной более 3,5 % диаметра трубы или имеющие надрывы необходимо вырезать.

Допускается ремонт сваркой забоин и задиров фасок глубиной до 5 мм.

Концы труб с забоинами и задирами фасок глубиной более 5 мм следует обрезать.

5.6.3. Ремонт заводского изоляционного покрытия следует производить на трубосварочной базе после сварки труб в секции, а также на трассе после сварки труб или секций в плеть до опуска трубопровода в траншею.

5.6.4. Отслоившееся от металла покрытие в зоне дефекта должно быть удалено, а края оставляемого покрытия зачищены шлифовальной машинкой с круглой металлической щеткой. Переход от металла к покрытию должен иметь угол скоса не более 30° С.

Участок вокруг дефекта необходимо тщательно очистить от загрязнений, наледи, влаги на расстоянии не менее 20 см от края оставляемого покрытия.

Поверхность металла на участке дефекта необходимо очищать от ржавчины, пыли и влаги с помощью проволочных щеток и др.

При ремонте повреждений противокоррозионных покрытий применяют конструкции усиленного типа.

5.6.5. Ремонту подлежат все сквозные повреждения полиэтиленового покрытия, обнаруженные дефектоскопом, а также повреждения с оставшимся на трубе слоем полиэтилена толщиной менее 1,5 мм.

5.6.6. Ремонт повреждений эпоксидного покрытия следует производить жидкими эпоксидными композициями или термо–усаживающимися манжетами.

5.6.7. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, могут быть подвергнуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом–изготовителем.

5.6.8. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно–механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

5.6.9. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

5.6.10. На стальной литой арматуре допускается исправление электросваркой:

5.6.11. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре. Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

.

5.7. Повороты, изготовленные из труб, отводы.

.

Повороты трубопроводов в вертикальной и горизонтальной плоскостях следует выполнять упругим изгибом сваренной нитки трубопровода или монтажом криволинейных участков из гнутых отводов.

Если на отдельных участках трассы в соответствии с проектом необходимо выполнить повороты малого радиуса, которые не могут быть получены при изгибе труб на станках холодного гнутья, кривые поворота следует выполнять из крутоизогнутых отводов горячего гнутья и штампосварных отводов.

.

5.8. Укладка труб в траншею.

.

5.8.1. Укладку труб следует выполнять в соответствии с требованиями проекта в зависимости от принятой технологии и способа производства работ.

5.8.2. При укладке трубопровода в траншею должны обеспечиваться:

5.8.3. При производстве работ по изоляции и укладке изолированный трубопровод следует опускать кронами–трубоукладчиками, оснащенными мягкими полотенцами.

5.8.4. При укладке трубопровода в траншею допускается: минимальное расстояние между трубопроводом и стенками траншеи – 100 мм, а на участках, где предусмотрена установка грузов или анкерных устройств, – 0,45 Д + 100 мм, где Д – диаметр трубопровода.

5.8.5. На участках трассы, где предусматривается большое количество технологических разрывов, и в местах частого чередования углов поворота трассы, а также на участках с продольным уклоном рельефа местности выше 15°С укладку трубопровода следует производить методом последовательного наращивания из одиночных труб или секций (плетей) непосредственно в проектном положении трубопровода (на дне траншеи).

5.8.6. В изоляционно–укладочной колонне в холодное время года или при наличии на трубопроводе влаги необходимо иметь сушильную установку, которую располагают в головной части колонны.

5.8.7. При совмещенном способе изоляционно–укладочных работ их выполнение допускается при температуре окружающего воздуха не ниже минус 30°С в соответствии с техническими условиями на изоляционные материалы.

5.8.8. При раздельном способе производства изоляционно–укладочных работ очистку, грунтовку и изоляцию трубопровода разрешается производить при температуре окружающего воздуха минус 30°С и выше, а укладку изолированного трубопровода – при температуре не ниже минус 20°С.

Преимуществом раздельного способа изоляционно–укладочных работ является то, то грунтовка имеет возможность подсохнуть и набрать адгезию.

5.8.9. При последовательной укладке в одну траншею нескольких трубопроводов должны быть приняты меры по сохранности уже уложенных трубопроводов.

.

5.9. Засыпка траншеи.

.

5.9.1. Засыпка траншеи производится вслед за спуском трубопровода и выдержкой времени, необходимого для процессов полимеризации и набора адгезивной прочности изоляцией, установкой балластных грузов или анкерных устройств.

Места установки запорной арматуры, тройников, контрольно–измерительных пунктов электро–химзащиты засыпаются после их установки и приварки.

5.9.2. Перед засыпкой трубопровода, уложенного в траншею, должны быть выполнены:

5.9.3. Для предохранения изоляции укладываемого в траншею трубопровода на дне траншеи устраивают «постель» из мягкого привозного или вскрышного грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями дна траншеи. Возможно применение для этих целей карбамидных пено–полимерных материалов. Постель устраивают преимущественно с помощью роторных или одноковшовых экскаваторов, или роторных траншее–засыпателей. Для предохранения изоляции трубопровода от падения больших кусков породы устраивают присыпку трубопровода мягким привозным или вскрышным грунтом высотой 20 см от верхней образующей трубы.

При отсутствии мягкого грунта подсыпку и присыпку можно заменять устройством сплошной футеровки из деревянных реек или соломенных, камышовых, пенопластовых и других матов.

5.9.4. Засыпку трубопровода, уложенного в траншею, выполненную в мерзлых грунтах, осуществляют как в обычных условиях, если после укладки трубопровода непосредственно сразу после разработки траншеи и устройства подсыпки (при необходимости) грунт отвала не подвергся смерзанию. В случае смерзания грунта отвала во избежание повреждения изоляционного покрытия трубопровода его необходимо присыпать талым грунтом или мелко–разрыхленным мерзлым грунтом на высоту не менее 20 см от верха трубы. Дальнейшую засыпку трубопровода выполняют грунтом отвала с помощью бульдозера или роторного траншее–засыпателя, который способен разрабатывать отвал с промерзанием на глубину до 0,5 м. При более глубоком промерзании отвала грунта необходимо его предварительно разрыхлить механическим или буровзрывным способом. При засыпке мерзлым грунтом над трубопроводом делают грунтовый валик с учетом его осадки после оттаивания.

5.9.5. Засыпку разработанных траншей на болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несущую способность, осуществляют так же, как и при засыпке траншей в обычных мерзлых грунтах.

5.9.6. После засыпки трубопровода, проложенного на не рекультивируемых землях, над трубопроводом устраивают валик, высота которого должна совпадать с ожидаемой величиной осадки грунта засыпки. После засыпки трубопровода минеральным грунтом на рекультивируемых землях в летнее время его уплотняют многократными проходами гусеничных тракторов или пневмо–катков. Уплотнение грунта должно осуществляться до заполнения трубопровода транспортируемым продуктом. По уплотненному грунту укладывают, затем разравнивают ранее снятый плодородный слой.

.

5.10. Восстановление трассы и работы по рекультивации.

.

5.10.1. После окончания строительно–монтажных работ должны быть проведены работы по восстановлению трассы и рекультивации почвы (техническая и биологическая) с целью:

5.10.2. Рекультивации подлежат:

5.10.3. После завершения засыпки трубопровода в пустынях и полупустынях и прекращения транспортировки грузов вдоль трассы целесообразно осуществление механических приемов песко–закрепления, направленных на уменьшение ветропесчаного потока на всей полосе отвода и нарушенных участках.

.

5.11. Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии.

.

5.11.1. Для сооружения электрохимической защиты промысловых трубопроводов от коррозии следует применять средства и установки катодной, электродренажной, протекторной защиты, электрические перемычки, контрольно–измерительные пункты и конструктивные узлы типовых проектов.

Выбор средств защиты осуществляется на основе технико–экономических расчетов, учитывающих коррозионную активность грунтов, фактические скорости коррозии внутренней и наружной поверхностей трубопроводов с учетом проведения защитных мероприятий при обеспечении проектного срока службы.

Необходимо применять комплексную защиту сети промысловых трубопроводов от подземной коррозии. Отдельную трубу можно защищать только при гарантии отсутствия вредных влияний ее защиты на соседние трубопроводы.

5.11.2. Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты (ЭХЗ), должны соответствовать спецификации проекта, ГОСТам и ТУ и иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта, удостоверяющие качество оборудования, изделий и материалов.

5.11.3. При сооружении ЭХЗ следует соблюдать требования к монтажу отдельных видов оборудования, установленные технической документацией заводов–изготовителей, ТУ, ГОСТ.

5.11.4. Устройство всех установок (сооружений) ЭХЗ трубопроводов и питающих линий электропередачи, а также их включение и наладка должны быть полностью закончены к моменту сдачи трубопровода в эксплуатацию.

5.11.5. Устройства ЭХЗ трубопроводов, предусмотренные проектом, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение не более месяца после укладки участка трубопровода, а во всех остальных случаях – до начала работы рабочих приемочных комиссий, но не позднее трех месяцев после укладки участка трубопровода.

5.11.6. Контрольно–измерительные пункты по трассе трубопровода строительная организация должна смонтировать и опробовать до проверки изоляционного покрытия способом катодной поляризации.

5.11.7. Присоединение перемычек и контрольно–измерительных проводов к другим сооружениям, а также дренажного кабеля к токоведущим частям, следует производить при наличии разрешения и в присутствии представителей соответствующих эксплуатирующих организаций.

5.11.8. Кабели и провода, вводимые в установки электрозащиты, контрольно–измерительные пункты и другие электрические приборы должны быть маркированы строительно–монтажной организацией в соответствии с проектной документацией.

5.11.9. Приварку проводов установок электрохимической защиты и контрольно–измерительных пунктов к трубопроводу следует производить:

5.11.10. При сооружении установок ЭХЗ допускаются предусмотренные в проекте следующие отклонения от мест их размещения и подключения:

5.11.11. По мере готовности строительно–монтажных работ по сооружению системы ЭХЗ подрядная строительно–монтажная организация должна выполнить:

5.11.12. Работы по опробованию необходимо осуществлять в два этапа:

5.11.13. Индивидуальное опробование отдельных установок ЭХЗ по мере завершения их монтажа должна выполнить строительно–монтажная организация в присутствии представителей заказчика и заинтересованных организаций в соответствии с требованиями завода–изготовителя и проекта.

5.11.14. Индивидуальное опробование следует производить не ранее чем через 8 дней после окончания монтажа анодного заземления. В процессе этих работ проверяют соответствие фактического значения сопротивления растеканию защитного и анодного заземлений проектным значениям и испытывают катодные установки не менее 72 часов в максимальном режиме. После 72–часового испытания должно быть проверено состояние всех узлов и элементов защитной установки, оформлен паспорт на каждую установку и составлен акт приемки оборудования заказчиком.

5.11.15. Работы по опробованию совместной ЭХЗ для двух и более объектов должна выполнять строительно–монтажная организация в присутствии представителей заказчика и заинтересованных организаций, при этом должен быть составлен акт на контрольные измерения по проверке отсутствия вредного влияния устройств защиты.

5.11.16. Работы по комплексному опробованию системы ЭХЗ, производимые для определения готовности их к вводу в эксплуатацию, осуществляются заказчиком совместно со строительной и другими заинтересованными организациями.

5.11.17. При пусконаладочных работах для каждой установки ЭХЗ необходимо производить:

5.11.18. Фактическая протяженность защитной зоны каждой установки электрохимической защиты, определенная в процессе пусконаладочных работ для половины ее максимального выходного напряжения, должна быть не менее проектного значения; при этом потенциалы «труба – земля» в точках дренажа должны соответствовать требованиям ГОСТ.

5.11.19. После завершения комплексного опробования системы ЭХЗ от коррозии объекта в целом необходимо составить акт рабочей комиссии о приемке законченной строительством системы ЭХЗ с рекомендациями по регионам ее эксплуатации.

5.11.20. Если данные ЭХЗ измерений свидетельствуют о недостаточной их мощности, некачественно выполненной изоляции трубопроводов или о невозможности достижения проектных параметров защитных установок при полном соблюдении требований рабочих чертежей, то заказчик, проектная организация и генподрядчик во взаимно согласованные сроки должны принять меры по обеспечению требуемой защиты трубопровода от подземной коррозии.

5.11.21. Последующую регулировку системы защиты от коррозии всего объекта в целом должна произвести эксплуатирующая организация не ранее чем через 6 месяцев после приемки ее в эксплуатацию, но не позднее чем в течение первого года ее эксплуатации.

.

6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА, ОЧИСТКА, ИСПЫТАНИЕ И ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

6.1. Проверка качества строительства трубопроводов. Вид и объем требуемой проверки.

.

6.1.1. Контроль качества строительства трубопроводов, вид и объем требуемой проверки определяются требованиями ВСН.

6.1.2. Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации.

В процессе подготовительных работ исполнители контролируют правильность закрепления трассы, соответствие работ по расчистке трассы от леса требованиям проекта и действующих нормативных документов лесного законодательства; соответствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требованиям проекта; качество выполнения водопропускных сооружений; крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, нагорных и дренажных канав; величину уклонов, ширину проезжей части, радиусов поворотов вдоль трассовых дорог; наличие разъездов; несущую способность транспортных коммуникаций.

6.1.3. Способы производства земляных работ определяются проектным решением и должны выполняться в соответствии с отраслевыми нормативными документами.

В процессе земляных работ должны контролироваться отклонения оси вырытой траншеи от разбивочной, фактическая отметка дна траншеи, фактическая отметка ре–культивированной полосы, высота валика засыпки, отклонения размеров насыпи.

6.1.4. Обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов достигается:

а) проверкой квалификации сварщиков;

б) контролем исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной и распределительной арматуры (входным контролем);

в) систематическим операционным (технологическим) контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки;

г) визуальным контролем (внешним осмотром) и обмером готовых сварных соединений (для сварных соединений, выполненных двусторонней автоматической сваркой под слоем флюса, – дополнительно по макрошлифам);

д) проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля в соответствии с табл. 6.1;

е) механическими испытаниями сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой сплавлением, сваркой вращающейся дугой и паяных соединений.

Действия, направленные на обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов, регламентированы разделом 8 настоящих Правил.

6.1.5. Приемочный контроль состояния изоляции законченных после строительства участков трубопроводов осуществляют в соответствии с ГОСТ.

Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо:

6.1.6. Все скрытые работы должен принять заказчик, о чем составляют акт, в котором делают отметку о разрешении выполнять работы.

Для приемки скрытых работ подрядчик обязан вызвать представителя заказчика. Если представитель заказчика не явился в указанный подрядчиком срок, то последний составляет односторонний акт.

.

.

.

.

.

Таблица 6.1. Контроль качества сварных соединений промысловых трубопроводов при сварке плавлением.

.

Назначение, вид трубопровода, сварного соединения . . . . .	Рабочее давление, Мпа . . . . .	Условный диаметр Ду, мм . . . . .	Категория трубопровода и его участков, условия прокладки .	Количество сварных соединений, подлежащих неразрушающему контролю, %
				Всего . . .	Радиографическому . .	ультразвуковому . . .	магнитографическому . . .
Промысловые трубопроводы:	20 £ Р £ 32	–	В, I, II	100	100	–	–
а) газопроводы, газо–прововоды– шлейфы,	4 £ Р £ 10	.	В, I	100	100	–	.
коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, газопроводы,	2,5 £ Р < 4	.	II, III	100	25	Остальное	–
			В, I	100	100	–
трубопроводы нефтяного попутного газа, газопроводы газлифтных систем и подачи	1,2 £ Р < 2,5	.	II, III	100	25	Остальное	.
			В	100	100	–	.
газа в продуктивные пласты, трубопроводы	.	.	I	100	25	Остальное	.
нестабильного конденсата .	.	.	II	25	10	Остальное	.
			III, IV	10	5	Остальное
б) нефтепроводы, выкидные трубопроводы,	–	Ду >700	В, I	100	100	–	–
нефтепродуктопроводы, нефтегазосборные	.	.	II	100	25	Остальное	.
трубопроводы, трубопроводы стабильного	.	300 £ Ду £ 700	В	100	50	—”—	.
конденсата нефтяных месторождений . . .	.	.	I	100	25	—”—	.
			II	25	10	—”—	.
			III, IV	10	5	—”—	.
.	.	Ду < 300	В	100	25	Остальное	–
.	.	.	I	25	10	—”—	.
.	.	.	II	10	5	—”—	.
.	.	.	III, IV	5	2	—”—	.
в) трубопроводы заводнения нефтяных	Р >10	–	I	100	50	—”—	–
пластов, захоронения пластовых и сточных вод	.	.	II, III	100	25	—”—	.
г) трубопроводы пресной воды	Р < 10	–	I	25	10	—”—	–
.	.	.	II	10	5	—”—	.
.	.	.	III, IV	5	2	—”—	.
д) метаноло–проводы	–	–	В	100	50	—”—	.
.	.	.	I	100	25	—”—	.
е) трубопроводы, транспортирующие	–	–	В	100	25	—”—	–
вредные среды	.	.	.	.	.	.	.
ж) ингибиторо–проводы	–	–	I	25	10	—”—	.
.	.	.	II	10	5	—”—	.
Сварные соединения захлестов,	–	–	–	200	100	100	–
ввариваемых вставок и швы приварки арматуры	.	.	.	.	100	–	100
Угловые сварные соединения	–	–	–	–	100	100	–

.

6.1.7. Промежуточной приемке с составлением актов на скрытые работы подлежат:

6.1.8. При осмотре и промежуточной приемке скрытых работ проверяют:

6.1.9. В производство допускают материалы и изделия только при наличии сертификатов, паспортов или других сопроводительных документов от заводов–поставщиков. При неполных сертификатных данных или отсутствии сертификатов изделия можно применять только после проведения испытаний и исследований, подтверждающих их соответствие требованиям стандартов или технических условий.

6.1.10. При этом осуществляется входной контроль труб и деталей, поступающих для строительства трубопровода, в объеме, установленном техническими условиями. Проверяется наличие и содержание маркировки.

6.1.11. В каждой партии труб (выборочно, но не менее двух труб) подвергают контролю механические свойства металла в объеме, предусмотренном техническими условиями на трубы.

6.1.12. При резке труб на каждый вновь образованный конец наносят маркировку предприятия – поставщика труб (номер партии и марку стали) и заверяют клеймом ОТК предприятия – изготовителя сборочных единиц. В месте реза измеряют наружный диаметр и толщину стенки трубы.

6.1.13. Детали трубопроводов, входящие в сборочные единицы, подвергают контрольной проверке на соответствие их техническим требованиям на поставку.

Проверке подлежат:

6.1.14. Полученные при освидетельствовании результаты внешнего осмотра и инструментального контроля заносят в ведомость. В ведомости должны быть отмечены трубы и другие элементы, подлежащие ремонту.

6.1.15. Трубы (детали, элементы арматуры), прошедшие освидетельствование, должны быть промаркированы.

Маркировка производится на расстоянии 100–150 мм от торца несмываемой краской в следующем порядке:

6.1.16. По результатам освидетельствования комиссия составляет акт, в котором указывается число освидетельствованных труб и число труб с различными индексами категории.

6.1.17. В акте должны быть указаны причины, в результате которых трубы требуют ремонта или пришли в негодность.

Материалы освидетельствования труб и предложения о привлечении к ответственности лиц, допустивших нарушения в их хранении и использовании, представляются объединению (тресту).

.

6.2. Очистка полости и испытание промысловых трубопроводов.

.

6.2.1. Очистку полости и испытание промысловых трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями ВСН.

6.2.2. Промысловые трубопроводы должны подвергаться очистке полости и испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочим проектом и проектом организации строительства (ПОС).

6.2.3. Промысловые трубопроводы должны очищаться и испытываться по специальной рабочей инструкции, за исключением промысловых нефтепроводов и нефте–газопроводов нефтяных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа, очистка полости и испытание которых должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой заказчиком и строительно–монтажной организацией применительно к конкретному промыслу.

6.2.4. Специальная рабочая инструкция на очистку полости и испытание составляется заказчиком и строительно–монтажной организацией для каждого конкретного трубопровода с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытаний трубопроводов.

6.2.5. Очистку полости трубопровода выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств.

6.2.6. Промывку производят пропуском поршней–разделителей с предварительным заполнением трубопровода водой.

6.2.7. Вид испытаний (на прочность, герметичность), способ испытания (гидравлическое, пневматическое, комбинированное), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытания необходимо принимать в соответствии с проектной документацией.

Проектную величину испытательных давлений определяют в соответствии с руководящими документами.

6.2.8. При испытании трубопроводов воздухом или газом, не имеющими запаха, последние должны быть предварительно одорированы.

Испытания проводятся установленной арматурой.

6.2.9. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть установлены и обозначены знаками безопасности зоны, указанные в табл. 6.2, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ.

6.2.10. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены и обозначены на местности знаками безопасности опасные зоны, указанные в табл. 6.3.

.

Таблица 6.2. Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

.

Условный диаметр трубопровода	Радиус опасной зоны
Ду, мм	при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м	при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м	при испытании в обе стороны от трубопровода, м
До 300	40	600	100
300 — 500	60	800	150
500 — 800	60	800	200
800 — 1000	100	1000	250
1000 — 1400	100	1000	250

.

Таблица 6.3. Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

.

Диаметр трубопровода, мм	Давление испытания 8,25 Мпа Радиус опасной зоны, м		Давление испытания свыше 8,25 Мпа Радиус опасной зоны, м
	в обе стороны от оси трубопровода	в направлении отрыва заглушки от торца трубопровода	в обе стороны от оси трубопровода	в направлении отрыва заглушки от торца трубопровода
100 — 300	75	600	100	900
300 — 500	75	800	100	1200
500 — 800	75	800	100	1200
800 — 1000	100	1000	150	1500
1000 — 1400	100	1000	150	1500

.

6.2.11. Запрещается проведение испытаний трубопроводов на прочность и продувка их в ночное время.

6.2.12. До начала продувки и испытания трубопровода необходимо снять напряжение с воздушных линий электропередачи, находящихся в опасной зоне.

6.2.13. При продувке минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений и шоссейных дорог, населенных пунктов следует принимать по табл. 6.2 настоящих Правил.

6.2.14. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.

6.2.15. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом. Пневматические испытания трубопроводов, ранее использовавшихся для транспортировки углеводородных взрывоопасных сред, должны проводиться только инертными газами.

6.2.16. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны:

а) вести наблюдения на закрепленных за ними участках трубопровода;

б) не допускать нахождения людей, животных и движения транспорта в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения;

в) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки, испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

При испытании наземных и надземных трубопроводов размеры опасных зон, указанные в табл. 6.2, должны быть увеличены в 1,5 раза.

6.2.17. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода с природным газом должно быть произведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 0,1 МПа в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2 % по показаниям газоанализатора.

6.2.18. При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже I и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.

Технологические процессы поднятия давления и выдержки трубопровода при испытательном давлении должны быть зафиксированы в журнале испытаний.

По эпюре испытательных давлений следует назначать точку контроля давления при испытаниях, определять расчетное давление опрессовочных агрегатов и место их расположения.

6.2.19.В процессе выдержки трубопровода под испытательным давлением обеспечивается наблюдение за показаниями приборов контроля давления и температуры воды с записью в журнале наблюдений или на диаграммную бумагу с самопишущих приборов, установленных на постах наблюдений.

6.2.20. Данные показаний приборов фиксируются в рабочих журналах наблюдений через каждый час. В рабочих журналах фиксируются также все моменты (периоды) снижения (повышения) давления.

6.2.21. В процессе гидравлических испытаний на каждом из испытываемых участков может наблюдаться постепенное снижение (повышение) испытательного давления вследствие снижения (повышения) температуры воды в трубопроводе за счет влияния теплового поля окружающей трубопровод среды.

6.2.22. Величина снижения (повышения) испытательного давления по показаниям приборов не должна отличаться от значений, определяемых по формуле (6.1) с учетом замеренных температур воды:

Коэффициенты a, С, Е в области температур и давлений, при которых обычно испытывают трубопроводы, можно считан, постоянными.

Коэффициент bt зависит от температуры и может быть вычислен по эмпирической формуле (6.2):

 (6.2)

6.2.23. Протяженность испытываемых участков не ограничивается (за исключением случаев гидравлического и комбинированного испытания), когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

6.2.24. При очистке полости трубопровода или его участка необходимо проверить путем пропуска поршня или внутритрубного прибора (шаблона) проходное сечение трубопровода на возможность беспрепятственного прохождения очистных, разделительных устройств и приборов внутритрубного диагностирования.

6.2.25. Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным с точки зрения экологических последствий (пересечения с реками, автомобильными дорогами, другими коммуникациями, густонаселенные и промышленные зоны), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.

6.2.26. Необходимость внутритрубной приборной диагностики трубопровода или его участка до пуска в эксплуатацию определяется технико–экономическим расчетом на основании статистических данных о надежности трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях, и с учетом возможных экологических последствий от аварий.

6.2.27. В случае возникновения отказа, т. е. нарушения герметичности испытываемого участка трубопровода, вызванного разрушением труб, сварных соединений, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры, производится техническое расследование причин отказа.

После выяснения причин отказа поврежденный участок трубопровода подлежит ремонту, повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

6.2.28. Техническое расследование отказов осуществляет комиссия (при необходимости межведомственная), назначенная согласно установленному порядку.

6.2.29. Основные задачи работы комиссии:

6.2.30. Если в числе предполагаемых причин отказа может быть низкое качество труб, то в составе комиссии должен быть представитель завода – поставщика труб.

6.2.31. Организация и оплата проведения экспертизы, лабораторных исследований и других работ, связанных с расследованием отказа, а также техническое оформление материалов расследования обеспечиваются строительно–монтажной организацией, проводящей строительство и испытания объекта, на котором произошел отказ.

6.2.32. По требованию комиссии строительная организация должна быть готова предоставить следующую документацию:

6.2.33. По результатам изучения и анализа технической документации комиссия устанавливает соответствие:

6.2.34. По результатам обследования места отказа комиссия составляет схему разрушения части трубопровода с привязкой к пикетам и с указанием следующих данных:

6.2.35. По результатам технического расследования комиссия составляет акт, содержащий характеристику объекта, описание места отказа, данные об очаге отказа, обоснование и указание причин отказа, сведения о потерях в результате отказа, выводы и предложения по предупреждению отказов. При необходимости дополнительных исследований металла и других материалов, проведения поверочных расчетов и прочих исследований в акте должны быть указаны соответствующие организации, которым поручается проведение этих работ.

6.2.36. Оплата материальных затрат, связанных с ликвидацией последствий отказа, производится после установления причин отказа в установленном порядке.

.

6.3. Приемка в эксплуатацию промысловых трубопроводов.

.

6.3.1. Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов должен проводиться в комплексе с системами связи, объектами технического обслуживания и ремонта трубопровода, системами измерения количества и качества перекачиваемой нефти, устройствами для предотвращения загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме проекта, согласованном с проектной организацией–разработчиком.

6.3.2. Ввод в эксплуатацию осуществляется после приема трубопровода в зависимости от его назначения в установленном порядке.

6.3.3. Прием в эксплуатацию промысловых трубопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащего газа и нефти, запрещается, если строительством не закончены полностью (согласно проекту) объекты, обеспечивающие безопасность людей и защиту окружающей среды.

6.3.4. Прием в эксплуатацию шлейфовых трубопроводов проводится вместе с ингибиторо–проводами и другими установками, предназначенными для защиты металла трубы и арматуры от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

6.3.5. Если государственной приемочной комиссии предъявляются для приемки одновременно несколько промысловых трубопроводов, проложенных между одними и теми же площадками промысловых сооружений, то техническая документация на них может быть оформлена единой, как для одного объекта, с оформлением актов на скрытые работы для каждого трубопровода.

6.3.6. Прием в эксплуатацию промыслового трубопровода со всем комплексом сооружений проводится государственной приемочной комиссией, назначенной заказчиком. До предъявления трубопровода государственной приемочной комиссии проводится прием трубопровода рабочей комиссией, назначенной заказчиком (застройщиком). В состав рабочей и государственной комиссий включаются представители служб охраны природы, охраны труда, пожарной безопасности.

6.3.7. Эксплуатация трубопровода, не принятого государственной приемочной комиссией, не допускается.

Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата подписания акта государственной приемочной комиссией.

6.3.8. В случае нарушения правил приема в эксплуатацию законченных строительством объектов председатели и члены комиссии, а также лица, принуждающие к приему в эксплуатацию объектов с нарушением правил, привлекаются к ответственности в соответствии с действующим законодательством.

6.3.9. Акты приемки объектов должны быть утверждены организацией, назначившей рабочую комиссию.

.

7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ.

7.1. Проходное давление в системах сбора нефти, газа и воды.

.

7.1.1. Под проходным давлением понимается избыточное давление в определенной точке системы сбора продукции скважин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции.

7.1.2. Проходное давление в системах нефте–сбора определяется проектом и зависит от гидравлического сопротивления систем трубопроводов, а также от давления в аппаратах пунктов подготовки.

7.1.3. Проходное давление уточняется в различных точках систем сбора нефти, газа и воды после вывода системы на установившийся режим и фиксируется в регламенте работы системы сбора. Уточненное проходное давление может отличаться от проектного из–за погрешностей в гидравлическом расчете.

Уточненное проходное давление должно быть согласовано с проектной организацией и закреплено в регламенте.

7.1.4. Проходное давление в различных точках систем сбора нефти, газа и воды при нормальной эксплуатации не должно выходить за пределы изменений, установленные в регламенте.

7.1.5. Если проходное давление выходит за пределы изменений, указанные в регламенте, то это свидетельствует о неполадках в работе системы:

а) если давление превышает установленное регламентом для данной точки системы сбора, то это свидетельствует или о произведенных переключениях, не предусмотренных регламентом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах за данной точкой, появившихся в результате отложений парафина, песка, неисправности или перекрытия запорной арматуры;

б) если давление менее установленного регламентом, то это также может быть следствием выполненных переключений, но может быть следствием потери герметичности трубопровода перед или за данной точкой системы.

7.1.6. Во всех случаях изменения давления в трубопроводе обслуживающий персонал должен немедленно доложить диспетчеру, выяснить причину этих изменений и устранить ее при необходимости.

.

7.2. Очистка трубопроводов от парафина, воды и механических примесей.

.

7.2.1. Организация и проведение очистки трубопровода должны включать в себя следующие основные технологические операции:

7.2.2. Оценка состояния внутренней полости трубопровода, определение вида отложений в трубопроводе, обоснование периодичности очисток трубопровода проводятся на основании данных контрольной очистки, которая проводится перед введением в практику эксплуатации трубопровода регулярной очистки.

7.2.3. Методы и сроки очистки определяются по фактическому состоянию участков трубопровода.

Если целью очистки полости трубопровода является восстановление его гидравлического сопротивления, то процесс очистки выполняют при:

Если целью очистки является удаление осадков, способствующих интенсификации коррозионных процессов, то очистку выполняют по мере необходимости, исходя из данных и опыта эксплуатации.

7.2.4. Очистка полости трубопроводов при их эксплуатации должна выполняться специально подготовленным персоналом по инструкциям, разработанным производственным объединением. Инструкции должны предусматривать: организацию работ по пропуску очистных устройств, технологию пуска и приема очистных устройств, методы и средства контроля за прохождением очистных устройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

7.2.5. Выбор очистных устройств проводится по их техническим характеристикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений.

Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители:

Очистные скребки универсальны в применении, обеспечивают высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные (ЩС, ЩСП), гибкие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС), скребки многоцелевые рессорные (СМР) и др.

7.2.6. Пропуск очистного устройства допускается при скоростях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов и 4–7 м/с – для газопроводов.

7.2.7. Для удаления воды и конденсата газопровод должен быть оборудован дренажными устройствами или конденсато–сборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скопления.

Конденсато сборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости, а также возможна перекачка конденсата насосом в ближайший нефтепровод.

Наземная часть конденсато–сборника помещается в кожухе с запирающимся устройством для исключения доступа посторонних лиц.

7.2.8. Для размыва и выноса образовавшихся скоплений из трубопровода потоком транспортируемой жидкости необходимо увеличить скорость перекачки выше выносной скорости потока, определяемой экспериментально.

7.2.9. Сооружения для сбора, хранения и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений и их ограждения должны быть исправными и исключать доступ посторонних лиц, на ограждениях должны вывешиваться предупредительные плакаты и знаки.

7.2.10. Очистка полости трубопровода должна выполняться по инструкциям, утвержденным главным технологом нефтегазодобывающего управления (НГДУ) при наличии наряда–допуска и под руководством ответственного работника цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ). Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с диспетчером центральной техническо–технической службы (ЦИТС) НГДУ.

7.2.11. Инструкция на проведение очистки полости трубопровода должна предусматривать: организацию очистных работ; технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры); методы и средства устранения отказов оборудования; требования техники безопасности и противопожарные мероприятия; вопросы утилизации вынесенных при очистке загрязнений.

7.2.12. Приказом по управлению из состава ИТР назначаются ответственные по постам за безопасное проведение работ по пуску и приему очистных устройств, определяются составы бригад, закрепленные за постами, с указанием фамилий и должностей.

7.2.13. Переключение технологических линий при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ.

7.2.14. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале в соответствии с п/п. 10.24–10.28.

7.2.15. Очистное устройство разрешается пускать при наличии наряда–допуска, оформленного в соответствии с п/п. 10.24–10.28, устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой управления, журнала регистрации данных по проведению работ.

7.2.16. Во время проведения очистных работ категорически запрещаются:

7.2.17. Все виды очистки трубопроводов сопровождаются соответствующими записями в журналах технического обслуживания.

.

7.3. Уход за трассой трубопроводов. Технический коридор. Патрульная служба. Связь.

.

7.3.1. Трасса подземных промысловых трубопроводов определяется направлением и размерами технического коридора. Под техническим коридором трубопроводов понимается групповая упорядоченная укладка трубопроводов одинакового и различного назначений.

7.3.2. Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5–2 м. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации.

7.3.3. Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Двумя знаками, по одному с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:

7.3.4. На обоих берегах перехода шириной в межень более 100 м должны быть установлены реперы, к которым производится высотная привязка по результатам промеров при каждом обследовании перехода. Реперы должны быть установлены в незатопляемой зоне с гарантией их сохранения при возможных разрушениях берегов и повреждениях при ледоходе.

При ширине реки до 100 м допускается установка одного репера.

7.3.5. С целью обеспечения надежности подводных переходов через судоходные и сплавные водные пути необходимо вести контроль за деформацией берегов в створе переходов, изменением русловой части водоема и относительным положением трубопровода.

7.3.6. Арматура на нефтепроводах должна иметь площадки обслуживания, ограждения и надписи с номерами согласно оперативной схеме, указатели направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: «Закрыто» и «Открыто».

7.3.7. К любой точке трассы промысловых трубопроводов (ПТ) должна быть обеспечена возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ, при этом должны максимально использоваться дороги общего пользования. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего трубопровод, должны находиться не ближе 10 м от оси трубопровода.

Крутые склоны должны быть спланированы, через ручьи и речки при отсутствии переезда сооружены мосты для прохождения техники.

7.3.8. Трасса несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы ширина последней определяется «Правилами устройства электроустановок».

7.3.9. Для защиты траншеи от размыва и оголения необходимо предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград.

Развивающиеся овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

7.3.10. Для трубопроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги, ручьи, обязательно устройство водо–пропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

7.3.11. При пересечении трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение веды по траншее и размыв трубопровода.

7.3.12. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения трубопроводов, указанная в п. 3.1.21 настоящего документа.

Фактическая глубина заложения должна контролироваться:

7.3.13. Для ухода за трассой, периодического осмотра трассы и сооружений трубопроводов, выявления утечек нефти и других нарушений и неисправностей, контроля за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды должна быть создана патрульная служба.

7.3.14. При необходимости и экономической целесообразности для указанных целей может быть применено воздушное патрулирование.

7.3.15. Связь патрульной службы с диспетчером цеха, НГДУ осуществляется посредством носимой или мобильной радиостанций.

.

7.4. Охранные зоны. Знаки безопасности.

.

7.4.1. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов частично или полностью подготовленной нефти должны быть установлены охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов»:

7.4.2. В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в том числе запрещающие:

7.4.3. В охранных зонах трубопроводов сторонними организациями без письменного согласия организации, их эксплуатирующей, запрещается:

На территории охранной зоны нефте–газопроводов не допускается:

7.4.4. Приказом по предприятию назначается лицо, ответственное за эксплуатацию трубопровода, в обязанности которого входит внесение всех изменений, касающихся строительства объектов в охранной зоне, пересечений с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивных изменений объектов трубопроводов в процессе ремонта и реконструкции в исполнительную документацию.

7.4.5. На трассе трубопровода должны быть установлены знаки безопасности. Сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.

7.4.6. ГОСТ устанавливает четыре группы знаков безопасности (запрещающий, предупреждающий, предписывающий, указательный), регламентирует назначение и порядок их применения.

7.4.7. Места расположения знаков безопасности, их номера и размеры, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности устанавливает руководство предприятия по согласованию с соответствующими органами государственного надзора.

7.4.8. Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены. Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекая внимания работающих, и сами по себе не представляли опасности.

7.4.9. Предупреждающие сигнальные знаки должны быть установлены по обеим сторонам охранной зоны на подводных переходах в соответствии с требованием Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси трубопровода и подводного кабеля и должны соответствовать ГОСТу.

7.4.10. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопровода с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами автомобильного транспорта:

7.4.11. Предупредительные знаки, означающие: «Остановка транспорта запрещена», и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва и т. п.

7.4.12. На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов (в соответствии с ГОСТ).

.

7.5. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов.

7.5.1. Наружный осмотр трубопроводов.

.

7.5.1.1. При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли.

7.5.1.2. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы, времени года и срока эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным главным технологом.

Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса, транспортируемого продукта.

При обходах, объездах и облетах должны соблюдаться соответствующие правила безопасности.

7.5.1.3. При осмотре трассы должно быть обращено особое внимание на:

7.5.1.4. При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций) следует обращать внимание:

7.5.1.5. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале.

7.5.1.6. Трубопроводы должны подвергаться, кроме требований, указанных в п/п. 7.5.1.1–7.5.1.5, контрольному осмотру специально назначенными лицами не реже одного раза в год. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов.

7.5.1.7. При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено:

7.5.1.8. При контрольном осмотре наружный осмотр выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов трубопроводов с частично подготовленной нефтью, нефтепроводов, газопроводов, водоводов низкого и высокого давления проводится путем вскрытия и выемки грунта, снятия с трубопровода изоляции на длине 2 м. Наиболее подверженные коррозии участки устанавливаются службой технического надзора НГДУ из расчета два участка на 1 км длины трубопровода, но не менее одного участка на каждый трубопровод (одного диаметра).

7.5.1.9. Контрольные осмотры трубопроводов, проложенных на эстакадах, допускается проводить без снятия изоляции. Однако при наличии каких–либо сомнений в состоянии стенок или сварных швов трубопроводов (наружные потеки, отслаивание или вздутие изоляции) изоляция должна быть полностью или частично удалена по указанию работника отдела технического надзора.

7.5.1.10. Контрольные осмотры трубопроводов, подверженных вибрации, их опор, эстакад, фундаментов должны проводиться в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов с замером уровня вибрации и устанавливаться техническим руководством предприятия, но не реже одного раза в 6 месяцев. Выявленные дефекты подлежат немедленному устранению.

7.5.1.11. Контрольный осмотр трубопроводов, проложенных в непроходных каналах или бесканально, приурочивается к проведению ревизии этих трубопроводов.

7.5.1.12. При контрольных осмотрах трубопроводов необходимо замерять толщину стенок труб и глубину язв на теле труб и в сварных швах (внутренняя коррозия) с помощью ультразвукового или радиоизотопного толщино–мера.

7.5.1.13. Если при контрольных осмотрах трубопровода обнаружены не плотности разъемных соединений, давление в нем должно быть снижено до атмосферного, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

Если для устранения дефекта необходимо проведение огневых работ, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к производству ремонтных работ в соответствии с указаниями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» и дефекты устранены.

За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.5.1.14. Если при контрольном осмотре трубопровода будут обнаружены значительные дефекты или признаки интенсивной коррозии, регламентируемые разделом 7.5.4, все трубопроводы, находящиеся на данном объекте со сходными коррозионными средами и условиями эксплуатации, подлежат дополнительному досрочному осмотру.

7.5.1.15. Дополнительному досрочному осмотру подвергаются трубопроводы при обнаружении повышенной скорости коррозии по образцам–свидетелям или с помощью зондакоррозиметра.

7.5.1.16. Результаты контрольных осмотров и замеров толщин стенок всех трубопроводов должны фиксироваться в документах соответствующих служб технического надзора и вноситься в паспорт трубопроводов.

7.5.1.17. По результатам осмотров и замеров дается заключение о состоянии трубопроводов. Если обнаружено, что толщина стенки труб или другой детали под действием коррозии или эрозии уменьшилась сверх допустимой (см. раздел 7.5.4), возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом. При наличии на поверхности металла или в зонах сварных швов трещин, вздутий, язв, раковин должна быть проведена выборочная ревизия этого трубопровода.

.

7.5.2. Ревизия трубопроводов.

.

7.5.2.1. Основным методом контроля за надежной и безопасной работой выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, технологических трубопроводов, трубопроводов подготовленной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Ревизии проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками цехов.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

7.5.2.2. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно–эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями (табл. 7.1).

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо производить не позднее чем через 1 год.

Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово–предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.

7.5.2.3. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора и утверждает главный технолог НГДУ. При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скоплений пластовой воды, расслоенные режимы течения, низкие скорости, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.

.

Таблица 7.1. Периодичность ревизии трубопроводов.

.

Объект ревизии	Периодичность ревизий трубопроводов по категориям
.	I	II	III	IV
Трубопроводы на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми	Не реже одного раза в год	Не реже одного раза в год	Не реже одного раза в 2 года	Не реже одного раза в 4 года
Трубопроводы на расстоянии более 200 м от мест обслуживания людьми	Не реже одного раза в год	Не реже одного раза в 2 года	Не реже одного раза в 4 года	Не реже одного раза в 8 лет

.

7.5.2.4. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных «Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности». На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщино–метрию.

7.5.2.5. При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо:

7.5.2.6. Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора.

7.5.2.7. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода (прил. 1) и сопоставляют с первоначальными данными (приемки после монтажа или результатами предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии (прил. 3). Акт ревизии утверждает главный механик НГДУ. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.

7.5.2.8. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое.

7.5.2.9. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом.

7.5.2.10. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.

7.5.2.11. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются.

7.5.2.12. Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами безопасности (см. разделы 7, 8 настоящих Правил).

7.5.2.13. Все участки трубопроводов, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность в соответствии с разделом 7.5.5.

.

7.5.3. Диагностика промысловых трубопроводов.

.

7.5.3.1. В процессе эксплуатации и при ремонтах промысловых трубопроводов необходимо проводить диагностику их технического состояния.

7.5.3.2. Вид и объем диагностических обследований ПТ определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследования аварийных образцов.

7.5.3.3. Диагностические обследования ПТ проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания (БПО) или может привлекаться и со стороны.

7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:

Срок последующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля.

7.5.3.5. Оценка состояния контролируемого участка ПТ может осуществляться одним или несколькими методами технической диагностики, классифицированными ГОСТ, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными методами контроля внутри–промысловых трубопроводов являются:

В качестве вспомогательного метода контроля можно использовать магнитопорошковый метод (ГОСТ).

7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.

7.5.3.7. Работы по диагностике внутри–промысловых трубопроводов должны выполняться с применением портативных приборов неразрушающего контроля, передвижных лабораторий дефектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.

7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально–оптический методы контроля с помощью приборов: УТ–93П, УТ–96, ЛП–1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.

7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состояния внутренней поверхности трубопроводов методом ультразвуковой толщино–метрии следует руководствоваться РД «Прогнозирование максимальной глубины коррозии и времени до появления сквозных повреждений трубопроводов по данным ультразвуковой толщино–метрии».

Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется путем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработки результатов измерений.

Работы выполняются в следующей последовательности:

7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств металла элементов трубопровода следует использовать электромагнитные структуро–скопы (МФ–32 КЦ и им подобные).

7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопроводах следует использовать акустический метод контроля (прибор НЗЭ002).

7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить только в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.

7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образцами, изготовленными в соответствии с рекомендациями по применению методов контроля.

7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покрытий внутри–промысловых трубопроводов следует проводить в соответствии с ГОСТ «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии», применяя прибор УКИ–1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шурфованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных технической службы НГДУ.

7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по нижней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7–10 мм.

7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщино–метрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвенной коррозии — в случае выхода продукта в другом месте.

При обнаружении коррозионного поражения в контролируемой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.

7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутри–промысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполненные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуговой сваркой плавлением, следует контролировать радиографическим и ультразвуковым методами. Эти же методы используются при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).

7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после визуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвергается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.

7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного соединения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).

7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД–70, а при магнито–люминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (например, типа КД–33Л).

7.5.3.21. Для проведения рентгено– и гамма–графирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма–дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА–1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА–01, 02 и др.).

7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК–66ПМ, УД–11ПУ, УД2–12, УД2–17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД–10УА и УД–11УА.

7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей–преобразователей ДП 100–275С, ДП 100–325С.

7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом контроле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диаметру и толщине труб, сваренных в трубопровод.

7.5.3.25. При оценке разности твердости около–шовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ–1, МФ31КЦ.

7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД.

7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутри–промысловых трубопроводов при ремонтно–восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.

7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуществляется специально подготовленными дефектоскопистами, которые должны иметь соответствующие удостоверения и проходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить периодическую проверку.

7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал – первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение – конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устанавливается технической службой НГДУ.

В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:

.

7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов.

.

7.5.4.1. Трубы и детали трубопроводов подлежат отбраковке в следующих случаях.

А. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла величины, определяемой по формулам:

.

.

.

.

.

.

Таблица 7.2. Механические характеристики трубопроводных сталей.

.

ГОСТ на трубы	Марка стали	МПа	МПа
«Трубы стальные безшвовные. Горячие деформированные»	10	353	216
.	20	412	245
.	10Г2	471	265
«Трубы стальные безшвовные. Холодно и тепло деформированные»	10	350	206
.	20	412	245
.	10Г2	421	245
«Трубы стальные безшвовные. Электросварные деформированные» (в термо–обработанном	10	333	206
состоянии)	ВСт3сп	372	225
.	20	412	245
«Трубы стальные безшвовные. Электросварные деформированные» (без термообработки)	10	333	Согласно
.	ВСт3сп	392	сертификату
.	15,20	372	или результатам испытаний
«Трубы стальные безшвовные для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности»	20	431	255
.	10Г2	470	260
.	15Х5	392	216
.	15Х5М	392	216
.	15Х5ВФ	392	216
.	15Х5МУ	588	412
.	12Х8ВФ	392	167
«Трубы стальные безшвовные. Горячие деформированные из коррозийно–стойкой стали»	08Х18Н10Т	520	Согласно
.	12Х18Н10Т	529	сертификату
.	10Х17Н13М2Т	529	или результатам испытаний
«Трубы стальные безшвовные. Холодно и тепло деформированные из коррозийно–стойкой стали»	08Х18Н10Т	549	То же
.	12Х18Н10Т	549	.
.	10Х17Н13М2Т	529	.
ТУ «Технические условия для котельных труб ТУ»	12Х1МФ	441	260

.

.

Таблица 7.3. Критерии от браковки труб

.

Вид повреждения . . . . . . . . . . . . . . .	Расстояние между ближайшими повреждениями, мм . . . . . . . . . . .	Расстояние между ближайшими повреждениями и сварным швом, мм . . . . . .	Минимальная толщина стенки труб d, мм . . . . . . . . . .	Максимальная глубина повреждения с, мм . . . . . . . . . .	Максимальное протяжение повреждений по образующей трубы (вдоль трубы) а, мм . . . . . . . . . . . . . .	Максимальное протяжение повреждений по направлению трубы (поперек трубы) в, мм . . . . . . . . . . . . . . .	Вид восстановления и условное обозначение	Примечание
Одиночные коррозионные . . . . .	Не менее длины . . . . .	Не менее . . . . . .	5 . . . . . .	До 30 % . . . .	60d . . . . . .	10d . . . . .	Зачистка	Максимальная глубина
язвы, точки, пятна, . . . . . .	наибольшего из . . . . .	150 . . . . . .	.	От d . . . . .	45d . . . . . .	15d . . . . .	поверхности,	повреждения
механические риски, . . .	Повреждений . . .	.	.	.	30d . . . .	20d . . .	шлифовка	уменьшается в два раза
царапины, задиры, забоины . . .	.	.	.	.	25d . . . .	25d . . .	.	в случае равномерной
на поверхности трубы . . . .	.	.	.	До 20 % . . .	110d . . . . .	10d . . . .	.	коррозии
.	.	.	.	От d . . . .	95d . . . . .	15d . . . .	.	.
.	.	.	.	.	80d . . . .	20d . . .	.	.
.	.	.	.	.	65d . . . .	25d . . .	.	.
. Схема определения размеров повреждений (а, в, с) . .	.	.	.	.	50d . . . . . . . . . .	30d . . . . . . . . .	.	.
Одиночные язвы цилиндрической формы  . . . . . . . . . . . . . .	На одной линии не менее 2d   В остальных не менее 5d  . . . . . . . . .	.	.	.	.	.	.	суммарной длине входящих в него повреждений. Глубина группового повреждения в целом определяется по максимальной глубине одного повреждения
Язвы сферические . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	На одной линии ближе 5d, . в остальных ближе 10d . . . . . . . . .	Не менее 150 от поперечного шва . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	Любая . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	При D50 219, 245, 273; 100, 325, 351, 377; 150 D426 . . . . . . . . . . .	.	Приварка заплат З	Трубы, восстановленные приваркой заплат и муфт,                    рекомендуется реализовать сторонним организациям
Язвы цилиндрические . . . . . .	На одной линии ближе 2d, в остальных ближе 5d	.	.	.	.	.	.	.
Групповые язвы, . . . .	.	Не менее 150 . . .	5 . . . .	Любая . . .	100 . . . .	.	Приварка	.
сплошная коррозия . . . .	.	от поперечного . .	.	.	При D219, . . .	.	муфты М	.
по периметру трубы . . . .	.	Шва . . . .	.	.	245; . . . .	.	.	.
.	.	.	.	.	150 . . . .	.	.	.
.	.	.	.	.	D273, 200, . . .	.	.	.
.	.	.	.	.	325, 351, . . .	.	.	.
.	.	.	.	.	377; . . . .	.	.	.
.	.	.	.	.	300 . . . .	.	.	.
.	.	.	.	.	D425 . . .	.	.	.
Равномерная ручейковая коррозия . . . .	.	.	Не ограничено . . . .	Любая . . . . . .	.	.	Восстановлению не подлежит	Участки труб рекомендуется вырезать и сдать в металлолом
Групповые коррозионные повреждения, механические риски, царапины, задиры, забоины . . . . .	До 200 . . . . . . . . . .	До 150 . . . . . . . . . .	.	Более допустимых размеров дефектов, подлежащих шлифовке	.			То же . . . . . . . . .	То же . . . . . . .
Трещины, свищи, пробоины . . .	Любое . . . .	Любое . . . .	Не ограничено .	Любых размеров	.	.	» » . . . .	» » . . . .
Вмятины без повреждения металла трубы и с любыми царапинами, задирами, свищами и другими повреждениями	То же . . . . . . .	То же . . . . . . .	То же . . . . . . .	То же . . . . . . .	.	.	» » . . . . . . .	» » . . . . . . .
Гофры . . . .	» » . . . .	» » . . . .	» » . . . .	» » . . . .	.	.	» » . . . .	» » . . . .

.

Полученная величина отбраковочного размера не может быть меньше указанной ниже:

.

наружный диаметр Дн, мм	£ 108 (114)	£ 219	£ 325	£ 377	> 426
наименьшая допустимая толщина стенки трубопровода, мм	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0

.

Б. Если в результате коррозии или эрозии за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров.

В. Если во время ревизии обнаружены дефекты в их стенке в виде сферических, цилиндрических язв, трещин, свищей, пробоин, вмятин, гофр, рисок, царапин, наличие которых по условиям табл. 7.3 требует отбраковки элемента трубопровода.

Г. Если механические свойства материала изменились и не удовлетворяют требованиям проекта.

Д. Если при обследовании сварных швов обнаружены следующие дефекты, не подлежащие исправлению:

7.5.4.2. Отбраковка труб осуществляется специальной комиссией, назначенной руководителем НГДУ в соответствии с инструкцией и графиком, утвержденными главным технологом НГДУ.

7.5.4.3. Фланцы отбраковывают:

7.5.4.4. Литые изношенные корпуса задвижек, вентили, клапаны и литые детали нефтепроводов отбраковывают:

.

Таблица 7.4 Предельные от–браковочные значения толщин стенок корпуса арматуры

.

Условный диаметр Ду, мм	80	200	400	500	700	800	1000	1220
Предельная от–браковочная толщина стенки, мм (при Р раб = 10 МПа)	3	4,5	6	7	8,5	10	11		14

.

7.5.4.5. Крепежные детали отбраковывают:

7.5.4.6. Резьбовые соединения трубопроводов отбраковывают при срыве и коррозионном износе резьбы, а также прохождении непроходного калибра типа Р–Р.

7.5.4.7. Все работы, связанные с отбраковкой труб, должны выполняться с соблюдением требований безопасности.

7.5.4.8. После проведения обследования и отбраковки должен быть составлен акт ревизии и отбраковки по форме прил. 3.

7.5.5. Периодические испытания трубопроводов

7.5.5.1. Надежность работы выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, внутри–промысловых напорных нефтепроводов, нефтепроводов товарной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов должна проверяться путем периодических гидравлических испытаний на прочность и плотность.

Периодические испытания трубопроводов приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода. Периодичность проведения испытаний должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой в соответствии с указаниями п. 7.5.2.2. для данного трубопровода, но не реже одного раза в восемь лет.

7.5.5.2. Все трубопроводы испытываются на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления. Выкидные линии скважин и водоводы высокого давления испытываются в течение 6 часов.

Нефтесборные коллекторы, внутри–промысловые напорные нефтепроводы, нефтепроводы товарной нефти, водоводы низкого давления, газопроводы испытываются в течение 24 часов.

Для небольших месторождений при невозможности длительных остановок трубопроводов для испытания из–за наличия только одной «нитки» продолжительность испытаний на прочность и плотность может быть изменена по решению руководства НГДУ.

7.5.5.3. После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов.

7.5.5.4. Периодические испытания проводятся под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актом (прил. 4).

7.5.5.5. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода, на основании соответствующего акта делает запись о результатах испытания и назначает срок следующего испытания в паспорте трубопровода, а для трубопроводов, на которые паспорт не составляется, в эксплуатационном журнале.

.

7.5.6. Ремонтные работы на трубопроводах.

.

7.5.6.1. Объемы ремонтных работ на ПТ и сроки их выполнения определяет НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности, в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности. Ремонт промысловых трубопроводов осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.

7.5.6.2. Сведения о проведенных ремонтных работах в пятнадцатидневный срок должны быть внесены в исполнительную техническую документацию и паспорт трубопровода.

7.5.6.3. Текущий ремонт (ТР) – минимальный по объему и содержанию плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений и неисправностей.

Текущий ремонт подразделяется на:

К текущему ремонту ПТ относятся:

Мероприятия по техническому обслуживанию и текущему ремонту ПТ проводятся в основном без остановки перекачки.

7.5.6.4. Капитальный ремонт (КР) — наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.

К капитальному ремонту линейной части ПТ относятся:

7.5.6.5. Особое внимание и повышенные требования необходимо предъявить к ремонту на параллельных нитках и пересечениях трубопроводов.

При проведении вскрышных работ ось параллельного трубопровода должна быть отмечена вешками, а при подходе к пересечению трубопроводов механизированная выемка грунта должна быть прекращена на расстоянии более 1 м до оси пересекаемого трубопровода. Ремонтные работы должны выполняться в присутствии владельца параллельного или пересекаемого трубопровода.

Положение параллельного и пересекаемого трубопровода определяется трассо–искателями.

7.5.6.6. При ремонте изоляционного покрытия и замене его на новое наружная поверхность трубопровода должна быть тщательно очищена с помощью очистных машин от остатков земли, старой изоляции и продуктов коррозии.

7.5.6.7. Очистка трубопровода в зоне заплат, вантузов, хомутов и других препятствий должна выполняться вручную.

Ручную очистку допускается производить скребками или другим инструментом. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов.

7.5.6.8. Степень очистки поверхности трубы перед нанесением нового покрытия должна соответствовать виду защитного покрытия и требованиям, приведенным в табл. 7.5.

.

Таблица 7.5. Требования к очистке наружной поверхности трубопровода.

.

Вид противокоррозионного покрытия	Степень очистки стальной поверхности	Характеристика очищенной поверхности
Ленточные (холодного нанесения)	3	Не более чем на 5% поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины, точки ржавчины, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 10% площади пластины
Битумно–мастичные, пласто–битные и антикоррозионные смазки	4	Не более чем на 10% поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины и ржавчины, видимые невооруженным глазом; три перемещении на поверхности прозрачной пластины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30% площади пластины

.

7.5.6.9. Под битумно–мастичные, пласто–битные и ленточные покрытия холодного нанесения плотное консервационное покрытие, прочно связанное с трубой, не снимается, если оно не снижает адгезионных свойств наносимой изоляции; труба должна очищаться лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины; после очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.

7.5.6.10. Поверхность трубопровода, имеющая острые выступы, заусенцы, задиры, брызги металла и шлака, должна быть опилена и зачищена.

7.5.6.11. При выполнении работ по очистке трубопровода перед нанесением изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.

7.5.6.12. Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности трубопровода.

7.5.6.13. В зависимости от вида, размеров и взаимного расположения дефектов трубопровода выбирают один из следующих методов ремонта трубопроводов:

7.5.6.14. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изоляцией производятся в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10% минимальной толщины стенки трубы.

7.5.6.15. Заварка коррозионных повреждений допускается в следующих случаях:

Разрешается заварка коррозионных повреждений трубопроводов, транспортирующих частично подготовленную нефть, товарную нефть и пластовую воду (жидкостные потоки без газовых включений) под давлением в соответствии с РД.

7.5.6.16. В случае невыполнения указанных ограничений и обнаружения групповых повреждений, свищей, трещин длиной до 50 мм, а также сплошной коррозии допускается применение накладных усилительных элементов (заплат, муфт), которые могут служить только как временные средства устранения утечек продукта и в дальнейшем должны быть вырезаны и отремонтированы вваркой катушки.

7.5.6.17. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглыми. Размер заплаты (без технологических сегментов) вдоль трубы, а допускается в пределах: 100 мм £ а £ 150 мм. При этом радиус Закругления заплат r должен быть равен 0,5а.

Если используются заплаты с размерами больше указанных, то должны применяться технологические сегменты. Технологические сегменты должны устанавливаться на трубопроводе и охватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 7.1.

.

.

Рис. 7.1. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами: 1 – заплата; 2 – технологические элементы; 3 – труба; 4 – прокладка

.

7.5.6.18. При применении муфты без технологических колец длина ее допускается в диапазоне: 150 мм £ а £ 300 мм.

При длине муфты более 300 мм и диаметре трубопровода более 377 мм используются технологические кольца.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами дана на рис. 7.2. Длина технологических колец должна составлять 0,2 D вн (D вн – внутренний диаметр).

7.5.6.19. Размер заплаты или муфты выбирается таким, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее чем на 20 мм по периметру. Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты, колец и сегментов должен быть равномерным по продольному направлению и лежать в интервале от 2 до 3,5 мм. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.

7.5.6.20. Заплаты, хомуты, муфты, технологические кольца, сегменты и катушки должны быть изготовлены из трубы, механические свойства, химический состав и толщина стенки которой такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.

7.5.6.21. Врезка катушек, замена труб и плети должны производиться при обнаружении:

7.5.6.22. Ремонт по каждому линейному объекту производится согласно годовому графику планово–предупредительных работ (ППР), который утверждается главным технологом НГДУ.

7.5.6.23. График ППР разрабатывается на основе титульных списков капремонта, плана–графика очистки внутренней полости ПТ, дефектных ведомостей, результатов обследования линейной части, включая подводные переходы.

Рис. 7.2. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами:

1— технологическое кольцо; 2 — полумуфта; 3 — поперечный строительный шов; 4 — монтажные швы; 5 — продольные заводские швы; 6 — нефтепровод;

7— стенка нижней полумуфты; 8 — стенка верхней полумуфты; 9 — прокладка толщиной 1–2 мм

.

7.5.6.24. Текущий ремонт линейных сооружений выполняется силами и средствами аварийно–восстановительных бригад (АВБ) с привлечением при необходимости специальных подразделений и служб.

7.5.6.25. Капитальный ремонт ПТ выполняется силами и средствами ремонтно–строительных подразделений НГДУ и сторонних специализированных организаций.

7.5.6.26. Огневые работы при ремонте линейных сооружений промысловых трубопроводов должны выполняться в соответствии с действующими «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства», «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности».

7.5.6.27. В цехе по ремонту трубопроводов должен вестись строгий учет технического обслуживания и ремонтов внутри–промысловых трубопроводов на закрепленных участках по месяцам.

7.5.6.28. План организации ремонтных работ составляется в произвольной форме и включает:

7.5.6.29. Руководитель ремонтных работ несет ответственность за организацию, обеспечение необходимым оборудованием, механизмами, инструментами, приспособлениями, КИП и А, материалами, транспортными средствами, двусторонней телефонной или радиосвязью, СИЗ и средствами коллективной защиты, противопожарными и спасательными средствами, знаками безопасности и плакатами, а также средствами оказания доврачебной помощи.

7.5.6.30. Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных веществ в количестве, способном создать взрывоопасную концентрацию, необходимо выполнять с применением спецоборудования, инструмента (в том числе электрифицированного), КИП и А и других средств во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной смеси, а также инструмента и приспособлений, не дающих искр.

7.5.6.31. На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, сертификаты), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.

.

7.5.7. Консервация, демонтаж трубопроводов.

.

7.5.7.1. При временном прекращении эксплуатации трубопроводы должны быть подвергнуты консервации.

7.5.7.2. На период консервации должна быть обеспечена защита от коррозии как наружной, так и внутренней поверхностей стенок трубопровода.

Для трубопроводов, подвергнутых временной консервации, должен быть соблюден режим охранной зоны.

7.5.7.3. На период временной консервации трубопровод заполняется консервантом (подготовленной нефтью, ингибированной водой).

7.5.7.4. Для предотвращения утечек консерванта трубопровод должен быть отсечен от остальной системы трубопроводов концевыми заглушками. Часть консерванта, определяемая расчетом, из трубопровода должна быть выпущена перед установкой концевых заглушек для предотвращения разрушения его частей при термическом расширении консерванта при изменении его температуры. Секущие задвижки, установленные на трубопроводе, должны быть приоткрыты на 1/4–1/2 оборота штурвала для обеспечения выравнивания давления в различных его частях путем перетока продукта при его неравномерном нагревании в трубопроводе.

7.5.7.5. За трубопроводом, находящимся в консервации, должно быть установлено постоянное наблюдение:

а) в первые 10 дней после консервации необходимо ежедневно проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц;

б) периодически, но не реже одного раза в месяц, следует измерять давление консерванта.

7.5.7.6. После технико–экономического обоснования целесообразности замены или прекращения существования трубопровод, превысивший срок амортизации, подлежит демонтажу.

7.5.7.7. К демонтажу трубопровода организация, проводящая работы, имеет право приступить только после приемки трубопровода или его участка по акту и получения всей необходимой технической документации от заказчика.

7.5.7.8. Способы и схемы проведения демонтажа устанавливаются проектом.

7.5.7.9. Специальный проект на демонтаж составляется заказчиком и строительно–монтажной организацией по каждому трубопроводу с учетом местных условий и согласовывается с проектной организацией.

7.5.7.10. К проекту на демонтаж трубопровода прилагается пояснительная записка, которая должна содержать следующие разделы:

7.5.7.11. Подготовительные работы на трассе демонтируемых трубопроводов должны технологически увязываться с общим потоком работ по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов.

7.5.7.12. Перед тем как приступить к демонтажу, необходимо:

7.5.7.13. При разбивке следует соблюдать следующие требования:

7.5.7.14. Глубину залегания (без вскрытия) и ось трубопровода определяют трассо – и трубо–искателями типа ВТР–1УМ, ТИ–12 или УТ–3.

7.5.7.15. Перед демонтажем трубопровод должен быть опорожнен от газов и нефтепродуктов, а полость очищена от их капель и паров.

Значения взрывоопасных концентраций паров и газов приведены в табл. 7.6.

.

.

.

.

.

Таблица 7.6. Значения взрывоопасных концентраций паров и газов.

.

Газ, пары, жидкости	Предел взрываемости смеси с воздухом, %
Природный газ	3,8¸24,6
Нефтяной газ	3,8¸24,6
Метан	4,8¸16,7
Пропан	2,0¸9,5
Бутан	1,5¸8,5
Пропан–бутан	1,5¸8,5
Бензиновая фракция нефти	0,7¸6,0
Керосиновая фракция нефти	1,4¸5,5

.

7.5.7.16. После получения разрешения на производство огневых работ можно приступать к подготовке трубопровода под демонтаж, а именно:

7.5.7.17. При резке трубопровод должен быть вскрыт не менее чем до половины, диаметра. В верхней части трубопровода вырезать технологический люк и через него произвести разрезание нижней части.

7.5.7.18. При использовании для резки труб энергии взрыва надлежит руководствоваться «Едиными правилами безопасности при взрывных работах».

7.5.7.19. После демонтажа трубопроводов запрещается оставлять выступающие над поверхностью земли трубы, не засыпанные выемки.

В случае вынужденно оставленных торчащих труб и не засыпанных выемок должны быть установлены предупредительные знаки (мигалки, и т. д.).

7.5.7.20. При демонтаже трубопроводов должна быть проведена техническая рекультивация всей территории ведения работ, уборка мусора, захоронение строительных остатков. При работах следует по возможности минимально сократить нарушения растительного покрова.

.

.

7.5.8. Обслуживание и ревизия арматуры.

.

7.5.8.1. Запорная арматура промысловых трубопроводов является наиболее ответственным элементом коммуникаций. Поэтому в НГДУ и ЦДНГ должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного и тщательного надзора за ее исправностью, а также своевременным и качественным проведением ее ревизий и ремонта.

7.5.8.2. При применении запорной арматуры с сальниковым уплотнением шпинделя особое внимание обращается на состояние набивочного материала – на его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку.

Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТ.

Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, используется при рабочих температурах не выше плюс 200°С.

Для температур выше плюс 200°С и давлений до 10 МПа можно применять прографиченную асбестовую набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

7.5.8.3. Сальниковая набивка запорной арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура должны быть нарезаны на оправке заготовки колец со скошенными под углом 45°С концами.

Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку в разбежку линий разреза с уплотнением каждого кольца. Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6–1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм. Сальник следует подтягивать равномерно без перекосов грундбуксы. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя.

7.5.8.4. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом запорной арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры (прил. 33).

7.5.8.5. Запорную арматуру для создания плотности следует закрывать с нормальным усилием. Применение рычагов при открывании арматуры не допускается.

7.5.8.6. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, обратных клапанов, приводных устройств следует осуществлять во время ревизии трубопроводов, остановки агрегатов и установок на ремонт.

7.5.8.7. Ревизию, ремонт, отбраковку, испытание арматуры следует проводить в специализированных мастерских в объеме и порядке, предусмотренных руководством по ремонту «Арматура запорная. Общее руководство по ремонту». По усмотрению технического надзора допускается ревизия арматуры на месте установки.

7.5.8.8. Арматура, работающая в условиях высоко–агрессивных сред (скорость коррозии более 0,5 мм/год) на трубопроводах любой категории, должна проходить ревизию в следующем объеме:

а) внешний осмотр;

б) разборка для осмотра и ремонта уплотнительных деталей;

в) тщательный осмотр состояния отдельных деталей (внутренней поверхности корпуса и крышки, шпинделя, клина или клапана, их крепления, уплотнительных поверхностей корпуса, сальника, ходовой гайки, крепежных деталей и т. п.);

г) замер толщины корпуса и крышки при обнаружении следов коррозии и эрозии, выбраковка и замена изношенных деталей (результаты замера заносят в паспорт или эксплуатационный журнал трубопровода);

д) сборка арматуры после устранения дефектов, опрессовка с целью определения плотности уплотнительных поверхностей затвора и прочности корпуса.

7.5.8.9. Ревизия остальной арматуры проводится в том же объеме выборочно по усмотрению отдела технического надзора. В первую очередь проводится ревизия арматуры, работающей в наиболее тяжелых условиях, соблюдается принцип чередования.

Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (прил. 5).

7.5.8.10. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, могут быть подвергнуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом–изготовителем.

7.5.8.11. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно–механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т. п.) можно проводить на месте ее установки.

7.5.8.12. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

7.5.8.13. На стальной литой арматуре допускается исправление дефектов электросваркой:

7.5.8.14. Дефектные места для исправления сваркой должны быть подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и т. п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла. При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких переходов по краям разделки.

7.5.8.15. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре. Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

7.5.8.16. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность. Опрессовку арматуры следует производить при открытом запорном устройстве.

Значение опрессовочного давления при проверке на прочность принимают по табл. 7.7.

Испытания на плотность проводят при рабочем давлении.

7.5.8.17. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (прил. 5). Акт хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на трубопроводы.

.

Таблица 7.7. Значения опрессовочного давления при проверке на прочность

.

Условное давление Ру, МПа	0,10	0,16	0,25	0,40	0,63	1,00	1,60	2,50	4,00	6,30	10,0
Опрессовочное давление Рпр, МПа	0,20	0,30	0,40	0,60	0,90	1,50	2,40	3,80	6,00	9,50	15,0

.

7.6. Применение энергии взрыва при ремонте и эксплуатации трубопроводов.

.

7.6.1. Резка трубопроводов взрывом может осуществляться труборезами кумулятивными кольцевыми наружными (Тр ККН) жесткой конструкции по ТУ, либо шнуровыми кумулятивными зарядами (ШКЗ) гибкой конструкции по ТУ.

Инициирование труборезов осуществляется электродетонаторами мгновенного действия по ГОСТ с помощью переносной взрывной машинки типа КПМ–1, ВМК–500, СВМ–2 и др.

7.6.2. Труборезы Тр ККН и ШКЗ применяются при поперечной резке стальных трубопроводов и трубчатых конструкций диаметром до 1420 мм и толщиной стенки до 25 мм.

Резка с помощью Тр ККН и ШКЗ внутри–промысловых трубопроводов разрешается при условии:

Запрещается применять Тр ККН и ШКЗ:

7.6.3. Работы по резке трубопроводов, не содержащих горючие смеси, а также трубопроводов, полностью заполненных водой, нефтью, газом при избыточном давлении 200–500 Па, должны выполняться в соответствии со следующими документами: «Труборезы кумулятивные кольцевые наружные. Техническое описание и инструкция по эксплуатации шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ) при резке трубопроводов. ТУ«.

7.6.4. Работы по резке трубопроводов, полностью или частично опорожненных от нефти или при наличии в них горючей паровоздушной смеси, должны выполняться в соответствии с документами: «Инструкция по резке взрывом трубопроводов, опорожненных от нефти», «Заряд кумулятивный шнуровой. Инструкция по резке трубопроводов с остатками нефти на стенках с применением шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ). ТУ«.

7.6.5. Работы по вырезке взрывом отверстия внутри отвода при подсоединении новых линий к действующим коммуникациям выполняются труборезами кумулятивными кольцевыми седлообразными (Тр ККС) по ТУ в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации СВ «Устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы». Труборезы Тр ККС и устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы допущены Гостехнадзором к постоянному применению.

7.6.6. Все мероприятия по организации и выполнению работ с использованием взрывчатых материалов должны осуществляться в соответствии с документами:

7.6.7. Взрывание с использованием кумулятивных зарядов производится по заранее разработанным проектам, утвержденным руководителем предприятия, на котором ведутся взрывные работы, или по согласованию с ним главным технологом организации, ведущей взрывные работы.

7.6.8. Перед началом взрывных работ должны быть установлена территория опасной зоны. Эта территория на местности должна быть отмечена условными знаками.

7.6.9. На территории опасной зоны на время взрывных работ должны быть выставлены посты охраны из хорошо проинструктированных лиц.

7.6.10. При производстве взрывных работ обязательно применение звуковых или световых (в темное время суток) сигналов.

7.6.11. Все электроустановки, кабели, контактные и другие воздушные провода, находящиеся в пределах опасной зоны, обесточиваются. Две близ–расположенные станции катодной защиты должны быть отключены. Контроль отклонения проводится путем замера потенциала «труба — земля», потенциал не должен превышать 0,5 В.

7.6.12. При необходимости выполнения взрывных работ вблизи зданий, сооружений, оборудования, находящихся в пределах опасной зоны, следует предусмотреть меры по защите их от осколков.

При выполнении взрывных работ на одном из параллельно расположенных трубопроводов в пределах ремонтного котлована следует предусмотреть мероприятия по гарантированной защите остальных трубопроводов от поражающего действия осколков и ударной волны. При необходимости использования защитных конструкций они должны удовлетворять требованиям «Единых правил безопасности при взрывных работах» и быть согласованы с местными контролирующими органами.

7.6.13. Взрывные работы разрешается проводить при отсутствии в пределах опасной зоны горючих паров и газов или наличии их не выше предельно допустимой концентрации по санитарным нормам для рабочей зоны.

7.6.14. Резка трубопроводов и трубчатых конструкций может осуществляться одним или одновременным подрывом двух или более труборезов. При одновременном подрыве нескольких труборезов электродетонаторы должны соединяться в сеть последовательно.

7.6.15. Во время подготовки и проведения взрывных работ все другие работы в радиусе опасной зоны запрещаются.

7.6.16. При взрывных работах на участках повышенной опасности из–за блуждающих токов (вблизи линий электропередачи и т. п.) рекомендуется применять электродетонаторы пониженной чувствительности.

7.6.17. Резка трубопроводов, полностью заполненных нефтью, нефтепродуктами или газом, должна производиться под слоем воздушно–механической пены кратностью 70–100, толщиной не менее 1 м над трубой.

7.6.18. Резка трубопроводов, заполненных жидкостью, должна производиться при статическом давлении жидкости, не превышающем 20% рабочего.

7.6.19. Работы по резке труб выполняются специальной группой, в состав которой входят ответственный руководитель взрывных работ, взрывники, рабочие, прошедшие инструктаж в установленном порядке.

К производству взрывных работ допускаются лица, имеющие «Единую книжку взрывника» с правом производства взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях и прошедшие обучение и инструктаж по данному виду работ.

К руководству взрывными работами допускаются лица с горнотехническим образованием или после специальных курсов, дающих право ответственного ведения взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях.

7.6.20. Организация, ведущая взрывные работы, должна обеспечить хранение взрывчатых материалов, гарантирующее их от хищения и порчи. Взрывчатые материалы должны храниться только на специальных складах, в ящиках или сейфах в соответствии с требованиями «Единых правил безопасности при взрывных работах».

На право хранения взрывчатых материалов (ВМ) на складах и в сейфах предприятия должны иметь письменное разрешение местных органов милиции.

7.6.21. Порядок хранения ВМ, отпуска, учета и охраны в местах хранения определяются инструкциями, согласованными с местными органами контролирующей организации.

7.6.22. Все действующие и вновь вводимые в эксплуатацию склады для постоянного и временного хранения ВМ должны быть зарегистрированы на основании акта их приемки в контролирующих органах.

На каждом складе разрешается хранить не более того количества ВМ, на которое органами милиции выдано разрешение.

7.6.23. Все базисные и расходные склады, а также склады для кратковременного хранения ВМ должны охраняться круглосуточно военизированной охраной.

Охрану передвижных складов ВМ осуществляют заведующие складами, взрывники или ответственные за перевозку ВМ круглосуточно, имея при себе огнестрельное оружие.

7.6.24. При прекращении взрывных работ неизрасходованные ВМ должны быть вывезены со склада или переданы другому предприятию в установленном порядке.

7.6.25. Предприятия, ведущие взрывные работы, до начала работ обязаны получить от контролирующих органов разрешение на право производства взрывных работ с указанием срока действия.

7.6.26. Для приобретения взрывчатых материалов организация, ведущая взрывные работы, должна иметь разрешение от местных органов безопасности на приобретение и перевозку требуемого количества ВМ со сроком действия до 6 месяцев.

7.6.27. Доставка взрывчатых материалов автомобильным транспортом осуществляется в соответствии с требованиями «Инструкции о порядке перевозки опасных грузов автомобильным транспортом» и «Правил перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом».

7.6.28. Ответственность за нарушение порядка хранения, учета и использования взрывчатых материалов несут должностные лица в зависимости от характера нарушений и их последствий в дисциплинарном, административном или установленном порядке.

.

7.7. Защита от внешней и внутренней коррозии.

.

7.7.1. Комплекс мероприятий по защите от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает:

7.7.2. Мероприятия по защите от коррозии должны планироваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам:

Коррозионная активность транспортируемой среды определяется в соответствии с РД.

7.7.3. В случае транспортировки газа при парциальном давлении сероводорода более 300 Па, обводненной нефти и воды, содержащих сероводород в концентрации, соответствующей растворимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па, следует предусматривать меры предотвращения коррозионного растрескивания трубопроводов в соответствии с нормами «Проектирования промысловых стальных трубопроводов».

7.7.4. Защита внутри–промысловых трубопроводов от внутренней коррозии осуществляется с помощью технологических методов борьбы с коррозией, антикоррозионных внутренних покрытий и ингибиторов коррозии.

7.7.5. Защита промысловых трубопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает:

7.7.6. Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды не допускается:

7.7.7. На месторождениях, в продукции которых отсутствует реликтовый сероводород, для предупреждения заражения продуктивных горизонтов сероводород восстанавливающими бактериями (СВБ) и появления сероводорода биогенного происхождения при заводнении должны использоваться источники водоснабжения, не содержащие СВБ. При отсутствии таковых должно проводиться обеззараживание воды бактерицидами.

7.7.8. Антикоррозионные покрытия и футеровки следует применять для защиты:

7.7.9. При футеровании стальных труб полиэтиленом предусмотрено соединение в плети длиной 30–36 м. Подготовка концов плетей под сварку выполняется в цеховых условиях.

7.7.10. При реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов с использованием футерованных и остеклованных труб следует предусмотреть наружную изоляцию трубных плетей в зоне сварного стыка.

7.7.11. После сварки остеклованных труб в полевых условиях требуется обязательный контроль сплошности покрытия в зоне стыка методом коронарного разряда. При появлении утечек тока рекомендуется дополнительный нагрев зоны стыка для достижения сплошности.

7.7.12. Нефтепромысловые трубопроводы, подлежащие покрытию лакокрасочными материалами в полевых условиях, должны монтироваться из бесшовных труб в соответствии со стандартами: «Трубы стальные бесшовные горячекатаные», «Трубы стальные бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные».

Трубопроводы сложного профиля длиной более 5000 м должны быть разделены на участки в соответствии с проектным заданием. Соединения участков трубопровода должны предусматриваться на фланцах с целью возможности монтажа камер пуска – приема очистных и окрашивающих устройств.

Монтаж трубопроводов должен выполняться из труб с одинаковой толщиной стенки. Разница в толщине стенок не должна превышать ±1,5 мм.

Радиусы поворотов трубопровода должны равняться не менее 20 диаметров труб.

Повороты трубопровода должны быть выполнены из гнутых элементов. Процесс гнутья элементов трубопровода не должен повышать его эллипсность.

Вмятины на концах труб должны быть выправлены разжимными приспособлениями или вырезаны.

Образование внутреннего грата при сварке стыков не допускается. Усиление корня шва не должно превышать 1 мм.

Полость трубопровода после окончания сварочно–монтажных работ должна быть очищена и трубопровод испытан на прочность и герметичность гидравлическим способом.

Проведение сварочных работ на изолированном трубопроводе не допускается.

7.7.13. Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие эмульсию типа «нефть в воде» и промысловые газопроводы.

7.7.14. Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, разработанной для каждого ингибитора.

7.7.15. Ингибиторы коррозии в защищаемый трубопровод или систему трубопроводов подаются при помощи установок БР–2,5, БР–10, БР–25 (ОСТ) в соответствии с технологическим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора. Рекомендуемая форма технологического регламента на применение ингибиторов в системе поддержания пластового давления (ППД) приведена в прил. 7.

7.7.16. Контроль за соблюдением технологии применения ингибиторов осуществляется в следующей последовательности:

Защитный эффект на конечном участке нефтепровода должен быть не менее 80%.

7.7.17. Контроль технологического процесса может быть осуществлен путем определения концентрации ингибитора в воде, отобранной с конечного участка нефтепровода.

7.7.18. Оперативный контроль защитного действия ингибиторов коррозии осуществляется в соответствии с РД по образцам–свидетелям путем сравнения скоростей коррозии по ним до и во время подачи ингибитора коррозии в систему.

7.7.19. Защита промысловых трубопроводов (ПТ) от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электро–химзащиты, которые предусматриваются проектом и монтируются на ПТ до их сдачи в эксплуатацию (см. раздел 5.11).

7.7.20. В процессе эксплуатации ПТ необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормальным функционированием средств ЭХЗ, который осуществляет служба электрохимической защиты НГДУ.

7.7.21. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия ПТ проводится существующими методами, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта (УКИ), или осмотром изоляционного покрытия и поверхности металла труб в шурфах, отрываемых в наиболее опасных местах.

7.7.22. Эффективность работы средств ЭХЗ обеспечивается их периодическими осмотрами и контрольными замерами. Замер потенциалов на контактных устройствах должен производиться не реже четырех раз в месяц на дренажных установках, двух раз в месяц — на катодных установках, одного раза в месяц — на протекторных установках.

7.7.23. Ремонт средств ЭХЗ должен проводиться по графику ППР, составленному в соответствии с РД «Основные положения о планово–предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефте–проводов».

7.7.24. Сведения о работе, причинах отказов, показания приборов катодных установок и результаты измерения разности потенциалов «сооружение – земля» в точке дренажа записываются в журнал контроля работы, находящийся внутри установки ЭХЗ.

7.7.25. Контроль состояния электрохимической защиты в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ.

.

.

.

8. СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ НА ТРУБОПРОВОДАХ.

8.1. Сварка. Общие требования.

.

При производстве сварочных работ следует руководствоваться следующими документами: «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности», «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства», «Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности» и другой нормативно–технической литературой.

Требования настоящих Правил распространяются:

.

8.2. Сварочные материалы.

.

8.2.1. При сварке трубопроводов следует применять сварочные материалы, соответствующие действующим ГОСТам и техническим условиям, прошедшие контроль качества перед их применением.

На сварочные материалы должен иметься (в соответствии с ГОСТ) сертификат завода–изготовителя, в котором указываются марка, химический состав и механические свойства наплавленного металла.

8.2.2. Для сварки кольцевых стыков промысловых трубопроводов следует применять следующие виды сварочных материалов:

Применение сварочных материалов без сертификата завода–изготовителя запрещается.

8.2.3. При отсутствии сертификатов материалы можно использовать только после предварительной проверки химического состава сварочной проволоки и наплавленного металла, механических свойств сварного шва или наплавки, сварочно–технологических свойств электродов. Проверка производится в соответствии с ГОСТ. Результаты проверки должны отвечать требованиям ГОСТ или техническим условиям на сварочные материалы. Проволоку проверяют по плавочно, электроды – по партиям.

8.2.4. Для сварки и ремонта поворотных и неповоротных стыков труб при любых условиях прокладки трубопровода допускается применение электродов с покрытием основного вида.

Электроды с покрытием целлюлозного вида допускается применять только для сварки неповоротных стыков труб при подземной прокладке трубопроводов (прил. 8).

8.2.5. Тип электродов должен соответствовать нормативному значению временного сопротивления разрыву металла свариваемых труб.

8.2.6. Диаметр электрода должен соответствовать толщине стенки свариваемых труб и назначению (для сварки корневого шва, заполняющих слоев и т. д.).

8.2.7. Сварочные электроды, флюсы, порошковую проволоку непосредственно перед их использованием в производстве необходимо прокаливать согласно режимам, приведенным в прил. 9.

8.2.8. Электроды используются после сушки (прокалки) в сроки, указанные в прил. 10. Дальнейшее их применение разрешается только после проведения повторной сушки (прокалки).

8.2.9. Сварочные материалы (электроды, флюсы, порошковую проволоку сплошного сечения) следует выдавать сварщику в количестве, необходимом для односменной работы. Неиспользованные за смену электроды с покрытием основного вида и порошковую проволоку следует хранить в сушильных камерах, а флюс – в закрытой таре.

При хранении прокаленных электродов с покрытием основного вида и порошковой проволоки в сушильных шкафах (с температурой плюс 135 – плюс 150°С), а флюсов – в закрытой таре, срок их хранения не ограничивается.

Сварочная проволока перед сваркой должна быть очищена от загрязнений, смазки и ржавчины.

8.2.10. Назначение и области применения электродов должны соответствовать данным, приведенным в прил. 8 (табл. 1, 2).

Сварочные материалы для сварки стыков труб с различным нормативным значением временного сопротивления разрыву выбирают в соответствии с табл. 1 прил. 8:

.

8.3. Подготовка труб под сварку и сварка.

.

8.3.1. Для сварки могут быть использованы трубы и детали трубопроводов, дефекты, на поверхности которых не превышают размеров допусков, регламентируемых ГОСТами, ТУ на поставку труб и деталей трубопроводов.

8.3.2. Перед сборкой необходим визуальный контроль поверхности труб, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры в соответствии с требованиями СНиПов. Обнаруженные дефекты должны быть исправлены в соответствии с требованиями прил. 11.

8.3.3. Забоины и задиры фасок глубиной до 5 мм ремонтируются с применением электродов с основным покрытием и подогревом, рекомендуемым при сварке данных труб.

8.3.4. В монтажных условиях разделка кромок труб должна соответствовать рис. 8.1, а независимо от толщины стенки трубы. Размер В, на рис. 8.1, б зависит от толщины стенки трубы:

В, мм Толщина стенки трубы, мм

.

7 8 10 12 . . . .

Свыше 15 до 19 . . . .

Свыше 19 до 21,5 . . . .

Свыше 21,5 до 26    . . .

Свыше 26 до 30 . . . .

.

.

.

Рис. 8.1. Типы разделки кромок труб для ручной дуговой сварки, односторонней автоматической сварки под флюсом, автоматической дуговой сварки порошковой проволокой с принудительным формированием, полуавтоматической сварки в защитных газах:

а) – для труб D 57–1420 мм с толщиной стенки до 16 мм;

б) – для труб D 273–1420 мм с толщиной стенки более 15 мм; в – для автоматической сварки труб в защитных газах

Если изменяется форма заводской разделки кромок (см. рис. 8.1, а и б), для последующей двусторонней автоматической сварки под флюсом или в защитных газах эта операция должна быть выполнена механическим способом.

8.3.5. Соединение труб с разной толщиной стенок с деталями трубопроводов или труб с запорной и распределительной арматурой выполняется в соответствии с прил. 11.

8.3.6. При сборке труб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться следующие требования:

Для труб с нормативной толщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40% нормативной толщины стенки, но не более 2 мм.

8.3.7. Сборку труб следует производить в соответствии с прил. 11, для сборки труб диаметром 1420 мм с толщиной стенки 21,5 мм и выше следует применять внутренние центраторы типа ЦВ (прил. 12).

Без применения внутренних центраторов можно осуществлять только сборку захлестов. Применение наружных центраторов обязательно независимо от диаметра труб.

8.3.8. Величины зазоров в стыках при сборке в случае сварки электродами приведены в табл. 8.1.

8.3.9. Сборку стыков при двусторонней автоматической сварке иод флюсом следует выполнять без зазора. На отдельных участках стыка длиной до 100 мм допускается зазор не более 0,8–1,0 мм.

8.3.10. Величина зазора при сборке стыков на трубосварочных базах зависит от способа и технологии выполнения подварочного слоя:

.

Таблица 8.1. Зазоры в стыках труб при сварке.

.

Способ сварки . . . . . . . .	Диаметр электрода или сварочной проволоки, мм . .	Величина зазора при толщине стенки труб, мм до 8 . . . .
	2,0–2,5	1,5–2,5	8–10	10 и более
Ручная дуговая сварка электродами с основным	3,0–3,25	2,0–3,0	–	–
покрытием Ручная дуговая	3,0–3,25	1,5–2,0	2,5–3,5	3,0–3,5
сварка электродами с целлюлозным	4,0	–	–	–
покрытием	.	.	.	.

.

8.3.11. Сборку стыков при автоматической сварке в защитных газах производят без зазора. Допускаются локальные зазоры до 0,5 мм.

8.3.12. Сборку под двустороннюю автоматическую сварку выполняют с помощью одной прихватки в соответствии с ВСН на режимах сварки первого наружного слоя шва. Длина прихватки должна быть не менее 200 мм.

8.3.13. При сборке стыков на наружных центраторах количество прихваток, равномерно распределенных по периметру стыка, и их длина зависят от диаметра трубы и должны соответствовать данным, приведенным в табл. 8.2.

8.3.14. Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 150 мм.

.

Таблица 8.2. Количество прихваток при сборке труб.

.

Длина стыков, мм	Ориентировочное количество прихваток, не менее	Длина прихватки не менее, мм
До 400	2	30–50
400–1000	3	60–100
1000–1400	4	100–200

.

8.3.15. Просушка торцов труб нагревом до температуры плюс 20 – плюс 50°С обязательна:

8.3.16. Предварительный подогрев выполняют перед прихваткой и ручной дуговой сваркой корневого слоя шва. Необходимость подогрева и его параметры определяются по табл. 8.3 и 8.4 (не распространяется на термо–упрочненные стали) в зависимости от эквивалента углерода стали, толщины стенок стыкуемых труб, температуры окружающего воздуха, вида покрытия электродов.

8.3.17. Если для сварного шва необходимы и просушка, и подогрев, то обязательной является только последняя операция.

8.3.18. При сварке корневого слоя шва термически упрочненных труб с нормативным пределом прочности 637 МПа (65 кгс/мм2) электродами с целлюлозным видом покрытия независимо от температуры окружающего воздуха необходим предварительный подогрев стыка до температуры не ниже плюс 100°С, но не выше плюс 200°С.

При сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия при температуре окружающего воздуха плюс 5°С и ниже температура кромок труб стыка непосредственно перед сваркой должна быть не ниже плюс 50°С, но не более плюс 200°С.

8.3.19. Предварительный подогрев при сварке стыков труб на трубосварочных базах следует применять только непосредственно перед прихваткой и ручной дуговой сваркой корневого слоя шва на базах типа ССТ–ПАУ и БНС.

.

Таблица 8.3. Температура, предварительного подогрева при сварке корневого

шва электродами, с целлюлозным видом покрытия, °С.

.

Эквивалент углерода	Температура предварительного подогрева при толщине стенки трубы, мм
металла труб, %	от 7,1 до 8	от 8,1 до 9	от 9,1 до 10	от 10,1 до 11	от 11,1 до 12	от 12,1 до 13	от 13,1 до 14	от 14,1 до 15	от 15,1 до 16	от 16,1 до 17	от 17,1 до 18	от 18,1 до 19	от 19,1 до 20	от 20,1 до 21	от 21,1 до 22	от 22,1 до 23	от 23,1 до 24	от 24,1 до 25	от 25,1 до 26
0,32 0,36	.	.	.	.	.	.	.	.	.	–15°	–10°	–5°	0°	.	.	.	.	.	.
0,37 0,41	.	.	–20°	0°	20°	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.
0,42 0,46	.	–10°	+20°	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.
0,47 0,51	+20°	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

.

Условные обозначения:

—подогрев не требуется;

–5°С;

—подогрев до +100°С при температуре окружающего воздуха ниже указанной над чертой;

—подогрев до +200°С независимо от температуры окружающего воздуха;

—подогрев до +100°С независимо от температуры окружающего воздуха;

—подогрев до +150°С независимо от температуры окружающего воздуха

.

Таблица 8.4. Температура предварительного подогрева при сварке корневого шва

электродами с основным видом покрытия, °С.

.

Эквивалент углерода

Температура предварительного подогрева при толщине стенки трубы, мм

металла труб, % . . . . . . . .

до 10 . . . . . . . .

от 10,1 до 11 . . . . . .

от 11,1 до 12 . . . . . .

от 12,1 до 13 . . . . . .

от 13,1 до 14 . . . . . .

от 14,1 до 15 . . . . . .

от 15,1 до 16 . . . . . .

от 16,1 до 17 . . . . . .

от 17,1 до 18 . . . . . .

от 18,1 до 19 . . . . . .

от 19,1 до 20 . . . . . .

от 20,1 до 21 . . . . . .

от 21,1 до 22 . . . . . .

от 22,1 до 23 . . . . . .

от 23,1 до 24 . . . . . .

от 24,1 до 25 . . . . . .

Более 25 . . . . . . . .

0,37 – 0,41 .

.

.

.

.

.

.

–35° .

–25° .

–15° .

–10° .

0° .

.

.

.

.

.

.

0,42 – 0,46 .

.

.

.

–35° .

–15° .

0° .

+10° .

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

0,47 – 0,51 .

–20°

0°

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

Условные обозначения:

—подогрев не требуется;

–10°С;

—подогрев до +100°С при температуре окружающего воздуха ниже указанной над чертой;

—подогрев до +100°С независимо от температуры окружающего воздуха;

—подогрев до +150°С независимо от температуры окружающего воздуха

8.3.20. Перед автоматической сваркой под флюсом заполняющих слоев шва на базах типа ССТ–ПАУ, а также при двусторонней автоматической сварке под флюсом кольцевых стыков труб на базах типа БТС предварительный подогрев не требуется.

8.3.21. Температуру предварительного подогрева перед сваркой труб из различных марок сталей или разно–стенных труб, каждая из которых должна быть подогрета на различную температуру, устанавливают по ее максимальному значению.

8.3.22. Параметры предварительного подогрева при полуавтоматической сварке в углекислом газе определяются по табл. 8.4, регламентирующей подогрев при сварке корневого шва электродами с основным видом покрытия.

8.3.23. Температуру подогрева свариваемых кромок рекомендуется контролировать контактными термометрами типа ТП–1 или термо–карандашами (см. прил. 13).

Замерять температуру следует на расстоянии 10–15 мм от торца трубы; место замера необходимо предварительно зачистить.

8.3.24. Если, при замере температуры стыка непосредственно перед сваркой будет обнаружено, что она ниже температуры, указанной в табл. 8.3 и 8.4, то необходим повторный нагрев.

8.3.25. Рекомендуемые режимы сварки труб для различного вида покрытий электродов и различных видов сварки приведены в прил. 14.

.

8.4. Качество сварки. Методы обследования и контроля сварных соединений.

.

8.4.1. Контроль качества сварных стыков трубопроводов проводится в соответствии со СНиПом:

8.4.2. При пооперационном контроле качества сварки трубопроводов проверяют:

Пооперационный контроль должен проводиться техническо–техническим работником, ответственным за сварку или под его наблюдением.

8.4.3. Стыки, выполненные дуговой сваркой, очищаются от шлака и подвергаются внешнему осмотру. При этом они не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0,5 мм, недопустимых смещений кромок, кратеров и выходящих на поверхность пор.

Усиление шва должно быть высотой в пределах от 1 до 3 мм и иметь плавный переход к основному металлу.

8.4.4. Стыки, выполненные стыковой сваркой оплавлением, после снятия внутреннего и наружного грата должны иметь усиление высотой не более 3 мм. Смещение кромок после сварки не должно превышать 25% толщины стенки и быть не более 3 мм.

8.4.5. При контроле физическими методами стыков трубопроводов, выполненных дуговыми методами сварки, годными считаются сварные швы, в которых в соответствии со СНиПом отсутствуют трещины любой глубины и протяженности; глубина шлаковых включений не превышает 10% толщины стенки трубы при их суммарной длине не более 1/6 периметра стыка.

Во всех случаях максимальный размер пор не должен превышать 2,7 мм.

Допускается местный не провар в корне шва глубиной до 10% толщины стенки трубы, но не более 1 мм, суммарной длиной 1/6 периметра стыка.

В стыках трубопровода диаметром 1000 мм и более на участках, выполненных с внутренней под–варкой, не провары в корне шва не допускаются.

8.4.6. Исправление дефектов в стыках, выполненных луговыми методами сварки, допускается в следующих случаях:

При наличии трещин суммарной длиной более 50 мм стыки подлежат удалению.

8.4.7. Исправление дефектов в стыках, выполненных дуговыми методами сварки, следует производить следующим образом:

8.4.8. Все исправленные участки стыков должны быть подвергнуты внешнему осмотру, радиографическому контролю. Повторный ремонт стыков не допускается.

.

.

.

.

.

8.5. Квалификация сварщиков и их допуск к сварке трубопроводов.

.

8.5.1. Аттестацию сварщиков перед допуском их к сварке трубопроводов или перед допуском к специальным работам следует осуществлять в соответствии с «Положением об аттестации электросварщиков».

8.5.2. К сварке трубопроводов допускаются сварщики, сдавшие экзамены в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков», утвержденными Гостехнадзором, имеющие удостоверение и выдержавшие испытания, регламентируемые требованиями СНиПа.

8.5.3. При производстве сварочных работ каждый сварщик должен сварить допускной стык для труб диаметром до 1000 мм или половину стыка для труб диаметром 1000 мм и выше в условиях, тождественных условиям сварки на трассе, если:

Сваренный допускной стык должен подвергаться контролю и механическим испытаниям в соответствии со СНиП.

8.5.4. Если сварщик сварил допускной стык одной маркой или сочетанием марок сварочных материалов, входящих в соответствующую группу, он квалифицируется на сварку всеми сварочными материалами (или их сочетанием), входящими в данную группу.

8.5.5. Повторная проверка знаний сварщиков и результатов испытаний контрольных стыков должна проводиться постоянно действующими комиссиями:

Результаты аттестации сварщиков оформляются протоколом за подписью всех членов комиссии.

8.5.6. Дополнительную проверку знаний сварщика и сварку им контрольных образцов в условиях, аналогичных ремонтным, необходимо проводить:

Дополнительная проверка знаний должна проводиться в объеме программы, утвержденной главным технологом предприятия.

8.5.7.В случае неудовлетворительных результатов по какому–либо виду испытаний контрольного стыка (при надлежащем качестве сварочных материалов, установленном предварительной проверкой) сварщик к работе не допускается. Он может быть допущен к сварке трубопроводов только после дополнительного обучения и получения положительных результатов при сварке контрольных стыков, но не ранее чем через месяц с момента отстранения от работы.

Результаты всех дополнительных испытаний оформляют протоколом.

.

9. ПОРЯДОК УЧЕТА, РАССЛЕДОВАНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТКАЗОВ И ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ.

9.1. Классификация аварий.

.

9.1.1. Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта продукции скважин считается нарушение работоспособности, связанное с внезапной полной или частичной остановкой трубопровода из–за нарушения герметичности трубопровода или запорной и регулирующей арматуры или из–за закупорки трубопровода.

9.1.2. Повреждением называется нарушение исправного состояния ПТ при сохранении его работоспособности и не сопровождаемое материальным и экологическим ущербом.

9.1.3. Отказы ПТ делятся на не категорийные и категорийные, сопровождаемые несчастными случаями и пожарами.

К категорийным относятся отказы, которые расследуются в соответствии с инструкцией Гостехнадзора, а все остальные отказы не категорийные расследуются в соответствии с РД.

9.1.4. Не категорийные отказы подразделяются по видам нарушений:

9.1.5. Не категорийные отказы ПТ подразделяются на отказы 1–й и 2–й групп.

К отказам 1–й группы относятся отказы на внутриплощадочных напорных внутри– и межпромысловых нефтепроводах на участке от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального пункта сбора (ЦПС) или от комплексного сборного пункта (КСП) и далее до магистральных нефтепроводов.

К отказам 2–й группы относятся отказы на газопроводах, на нефтесборных трубопроводах на участке от групповой замерной установки (ГЗУ) до ДНС, а также на водоводах.

.

.

9.2. Расследование аварий.

.

9.2.1. Расследование отказов и повреждений ПТ проводится с использованием исследований: визуального (макроскопического), лабораторного (микроскопического), аналитического, экспертного и других методов.

9.2.2. Все отказы трубопроводов, происшедшие при приемосдаточных испытаниях, подлежат отдельному расследованию и учету.

9.2.3. Не категорийные отказы 1–й группы расследуются постоянно действующей комиссией НГДУ, назначаемой приказом по НГДУ в составе заместителя начальника (председателя), а также специалистов подразделений эксплуатации (ремонта), техники безопасности, службы охраны окружающей среды, бухгалтерии.

9.2.4. Не категорийные отказы 2–й группы расследуются постоянно действующей комиссией ЦДНГ в составе старшего технолога цеха (председателя), а также мастера (механика) цеха по ремонту трубопроводов, мастера по добыче нефти.

9.2.5. Отказы на выкидных линиях скважин до ГЗУ, а также повреждения на всех трубопроводах, выявленные в процессе эксплуатации, расследуются комиссией в составе механика (старшего технолога) цеха – председателя, мастера по добыче нефти или мастера по ремонту трубопроводов и оператора и регистрируются в журнале произвольной формы.

9.2.6. Повреждения, выявленные в процессе технического обслуживания (опрессовка, врезка и т.п.) и ремонта ПТ, должны устраняться в плановом порядке и учитываться в журнале планово–предупредительных работ.

9.2.7. К работе комиссий по техническому расследованию отказа (в зависимости от характера, причин и последствий) могут быть привлечены представители:

9.2.8. Комиссия обязана:

9.2.9. В тех случаях, когда непосредственно на месте разрушения невозможно установить причину отказа трубопровода и металл трубы передается для лабораторного исследования, необходимо консервационной смазкой закрыть поверхность излома, не допускать ударов по металлу, сверления технологических отверстий, особенно в зонах очага разрушения.

9.2.10. Вырезка катушки или образцов из разрушившегося поврежденного трубопровода оформляется актом.

9.2.11. Первый экземпляр акта должен храниться в отделе, ответственном за учет и отчетность по авариям в НГДУ, второй – в цехе, где произошел отказ.

9.2.12. По результатам расследования не категорийных отказов НГДУ при необходимости издает приказ или циркулярное письмо с указанием причины отказа, виновных лиц и мероприятий, подлежащих выполнению (со сроками и ответственными лицами), и доводит их до сведения своих подразделений с целью предупреждения подобных отказов.

.

9.3. Отчетность перед контролирующими органами об авариях, утечках, разливах.

.

9.3.1. Все отказы вне зависимости от времени, затраченного на их ликвидацию, и вида отказа необходимо зарегистрировать в журнале учета отказов ПТ в течение 24 часов с момента их возникновения.

Форма журнала учета для не категорийных отказов ПТ приводится в прил. 16.

9.3.2. Журнал учета отказов ПТ следует прошнуровать, пронумеровать страницы, заверить подписью ответственного лица.

9.3.3. Регистрация, учет, отчетность, ведение и хранение документов по отказам и повреждениям ПТ возлагаются на отдел и конкретно ИТР этого отдела, ответственность которых определяется приказом по НГДУ, положением об отделе и должностными инструкциями.

9.3.4. На основании актов расследования отказов, журнала их учета и других документов лицо, ответственное за отчет в НГДУ, ежемесячно до пятого числа следующего месяца представляет в производственное объединение (ПО) отчет по форме прил. 14.

9.3.5. ПО ежемесячно до 10 числа следующего месяца представляет в центральное диспетчерское управление (ЦДУ) отчет по имевшимся за отчетный период отказам по форме прил. 15.

9.3.6. ЦДУ на основании месячных отчетов производственных объединений суммирует количество отказов по отрасли в целом с подсчетом количества недополученной нефти и затрат на ликвидацию отказов за месяц и с начала года по форме прил. 18. Определение недобора нефти и потерь от разлива производится в соответствии с РД.

.

9.4. Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах.

.

9.4.1. Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах должны выполняться аварийно–восстановительными бригадами (АВБ), входящими в цех по ремонту трубопроводов (ЦРТ) НГДУ, или другими подразделениями НГДУ.

9.4.2. В подразделениях главным технологом НГДУ должны быть разработаны и утверждены планы ликвидации аварий в соответствии с инструкцией Гостехнадзора. В планах должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.

9.4.3.В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:

Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планами ликвидации аварий.

9.4.4. При возникновении отказа диспетчер цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) или центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) должен немедленно сообщить об этом своему руководству и диспетчеру НГДУ, отключить поврежденный участок и принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответствии с планом ликвидации отказов, затем проинформировать диспетчера центральной техническо–технической службы (ЦИТС) о принятых мерах по ликвидации отказа и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину отказа, принятые меры.

9.4.5. Прибывший первым к месту аварии на ПТ руководитель работ обязан:

9.4.6. Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной ликвидации или локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающей аварийный участок трубопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайного или самопроизвольного переключения запорной арматуры на границах отключенного участка.

9.4.7. После определения характера отказа и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с планом ликвидации возможных отказов и конкретно сложившейся обстановкой.

9.4.8. Все аварийно–восстановительные работы должны выполняться с соблюдением действующих норм и правил по технической эксплуатации, технике безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии.

9.4.9. Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения аварийно–восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Закрепленную для этих целей технику использовать не по назначению запрещается.

9.4.10. Техническое оснащение аварийно–восстановительных бригад устанавливается РД.

9.4.11. Количество и специальности персонала аварийной бригады должны соответствовать действующим нормативам на выполнение ремонтных работ, а также количеству водителей, машинистов и мотористов, необходимых для эксплуатации транспортных и ремонтных технических средств.

9.4.12. При определении численности персонала предусматривается возможность замены рабочих при выполнении несложных работ и совмещения профессий работниками высокой квалификации.

.

10. ОХРАНА ТРУДА.

.

10.1. Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственности административно–технического персонала по охране труда и технике безопасности на объектах систем сбора и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды определяются следующими документами: «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности» и «Единой системой работ по созданию безопасных условий труда».

10.2. Основным направлением работ по охране труда должно быть планомерное осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержание порядка на производстве.

10.3. Общее руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии в целом по П О возлагаются на генерального директора и главного технолога объединения, а в НГДУ – на начальника и главного технолога управления.

10.4. Во всех службах, занимающихся эксплуатацией и ремонтом трубопроводов, руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии возлагаются на руководителей этих подразделений.

10.5. Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им участков должны обеспечить выполнение организационных и технических мероприятий для создания безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инструкциями, а рабочие места – необходимыми плакатами.

10.6. Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, новых технологических процессов, установок, машин и аппаратов.

Пересмотренные и дополненные инструкции должны быть своевременно доведены до сведения работников, которые обязаны их знать и выполнять.

10.7. Организация работ по охране труда и контроль за состоянием трубопроводов осуществляются работниками службы охраны труда и техники безопасности НГДУ.

10.8. При организации и производстве работ на объектах системы сбора и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды должна учитываться специфика производства, определяемая опасными свойствами транспортируемых компонентов: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожаро–опасностью, коррозионной активностью и т. д.

10.9. Все работники систем сбора и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей правила техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

10.10. Каждый рабочий и техническо–технический работник обязал немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента, утечках нефти, газа и воды, нарушениях правил техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

10.11. Работники цехов и участков должны быть обеспечены, согласно установленным перечням и нормам, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спец–обувью, спецпитанием, мылом и другими средствами; ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия и контроль за их использованием возлагаются на одного из заместителей руководителя ПО, управления, а также на руководителей объектов, цехов и участков.

10.12. Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей рабочим и ИТР подвергаются осмотру и испытанию в соответствии с установленными требованиями. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями категорически запрещается.

10.13. В каждом цехе, на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню.

10.14. Весь производственный персонал должен быть обучен способам, оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

10.15. Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию сооружений и оборудования систем сбора нефти, газа и воды, должны иметь соответствующее профессионально–техническое образование или пройти профессионально–техническую подготовку на производстве.

Обучение рабочих на производстве проводится в соответствии с «Типовым положением о профессиональном обучении рабочих на производстве в нефтяной промышленности» по разработанным и утвержденным программам. Программы должны периодически, не реже одного раза в 3 года, пересматриваться и заново утверждаться.

10.16. По окончании производственного обучения в объеме утвержденной программы, перед допуском к работе знания вновь поступившего или переведенного рабочего, или ТР должны быть проверены квалификационной комиссией, назначенной приказом по объединению или управлению.

Результаты проверки знаний должны оформляться протоколом. Каждому работнику, выдержавшему испытание, выдается удостоверение за подписью председателя комиссии, подтверждающее право на эксплуатацию сооружений и оборудования и устанавливающее квалификационную группу работника.

10.17. Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.

10.18. Внеочередная проверка знаний у рабочих проводится:

10.19. Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на руководителя предприятия.

Контроль за своевременным и качественным обучением рабочих и техническо–технических работников безопасным методам работы возлагается на соответствующие службы охраны труда и техники безопасности.

10.20. Работники, обслуживающие промысловые трубопроводы, должны пройти инструктажи по правилам безопасности в соответствии с «Единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности»:

а) вводный инструктаж, проводимый со всеми поступающими на предприятие рабочими и служащими независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности, а также с работниками, командированными для работы на данном предприятии, учащимися, студентами и другими лицами, допускаемыми на территорию предприятия или в производственные цеха для проведения работ;

б) инструктажи на рабочем месте:

10.21. Для рассмотрения вопросов охраны труда, осуществления плановых проверок состояния условий труда на объектах, в цехах, предприятиях создаются постоянно действующие комиссии (ПДК) по безопасности труда.

ПДК предприятия организуется приказом по предприятию под председательством главного технолога. В состав комиссии включаются заместители начальника, главные специалисты, начальники отделов, служб, председатель органа труда, председатель комиссии охраны труда.

10.22. Руководители предприятия, возглавляя ПДК по безопасности труда, не реже одного раза в квартал осуществляют выборочную проверку состояния условий труда.

Результаты проверок оформляются актом. При необходимости по результатам проверок издается приказ.

Порядок организации и содержание работы ПДК по безопасности труда предприятий должны соответствовать требованиям «Положения о постоянно действующих комиссиях по безопасности труда».

10.23. За состоянием условий труда на объектах промыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды должен быть организован ведомственный контроль, осуществляемый непосредственными руководителями работ и организаторами производства согласно «Положению о ведомственном (оперативном) контроле за состоянием условий труда».

10.24. На предприятии по каждому объекту должен быть разработан перечень работ повышенной опасности, в котором раздельно должны быть указаны работы, выполняемые с оформлением наряда–допуска и без оформления наряда–допуска, но с регистрацией последних перед их началом в специальном журнале, что вызвано необходимостью ликвидации аварийных ситуаций и аварий.

10.25. Перечень работ разрабатывается начальниками цехов, установок, согласовывается со службами эксплуатации главного механика и техники безопасности и утверждается главным технологом предприятия.

Перечень должен периодически не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

10.26. На выполнение работ повышенной опасности оформляется наряд–допуск в двух экземплярах и хранится в течение одного года у руководителя работ и руководителя, разрешившего работы (прил. 19).

10.27. На производство огневых работ оформляется разрешение по форме, утвержденной вышестоящей организацией; наряд–допуск не оформляется.

10.28. Список руководителей, имеющих право выдачи нарядов–допусков и разрешений на производство работ, оформляется приказом по предприятию.

10.29. На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за состоянием воздушной среды, который должен осуществляться согласно «Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности» ИБТВ.

10.30. Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора.

10.31. Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допустимых концентраций (ПДК) по санитарным нормам.

10.32. При проведении сварочных работ на трубопроводе по санитарным нормам ПДК углеводородов С1 – С10 в пересчете на углерод равна 300 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеводородами С1 – С5 – 3 мг/м3.

10.33. Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утечка газа или нефти, необходимо прекратить работу и сообщить об этом руководителю.

10.34. При работе в колодцах, траншеях следует применять шланговый противогаз (конец шланга должен находиться на поверхности земли с наветренной стороны от колодца, котлована) и спасательный пояс с крестообразными лямками и сигнально–спасательной веревкой, конец ее должен держать рабочий, находящийся на поверхности земли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м. Если радиус загазованной зоны превышает 20 м, следует применять шланговые противогазы с принудительной подачей воздуха.

На поверхности земли должны находиться не менее двух человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося в колодец.

Срок единовременного пребывания в шланговом противогазе не должен превышать 15 мин с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

10.35. Котлованы при вскрытии трубопровода для ремонта должны быть открытыми и иметь размеры, позволяющие свободно работать в них двум рабочим. В котловане или траншее, где проводят ремонтные работы, для спуска и подъема рабочих, должно быть не менее двух устройств, расположенных с противоположных сторон.

10.36. При разработке траншей землекопы должны находиться друг от друга на расстоянии не менее 1,8–2 м.

10.37. В случае появления продольных трещин в стенках траншеи (котлована) землекоп во избежание травм должен покинуть ее и сообщить об этом мастеру или бригадиру.

10.38. При спуске (подъеме) в траншею следует пользоваться стремянкой шириной 0,6 м с перилами и лестницей, а при переходе через траншею – мостками шириной не менее 0,6 м с перильным ограждением высотой не менее 1,0 м.

10.39. Запрещается находиться от крана–трубоукладчика, экскаватора и других подъемных механизмов вовремя их работы на расстоянии ближе, чем расстояние, равное длине стрелы плюс 5 м.

10.40. При рубке металла, зачистке кромок после сварки, очистке трубопровода от старой изоляции, ржавчины, нанесении новой изоляции работающий должен пользоваться защитными очками и рукавицами.

Одновременная (совместная) работа газорезчика и электросварщика в котловане запрещается.

10.41. При совместной работе трубопроводчика с электросварщиком и газосварщиком необходимо пользоваться защитными очками, щитком или шлемом–маской.

Брюки необходимо носить навыпуск.

10.42. При работе с горячим битумом ведро с разогретым битумом нужно опускать на дно траншеи или котлована с помощью карабина, стоя на переходном мостике.

Передача ведра с горячим битумом из рук в руки запрещается.

10.43. При движении кранов–трубоукладчиков, экскаваторов, бульдозеров, тягачей в темное время суток, при густом тумане и сильном снегопаде машинисты должны включать осветительные приборы, как при движении, так и на стоянках;

при вынужденной остановке на дороге ограждать машины днем красным флажком, ночью – фонарями с красным светом.

10.44. При установке, передвижении и работе кранов–трубоукладчиков у траншеи машинист во избежание обрушения грунта обязан выдерживать расстояние от бровки траншеи с вертикальными стенками до ближайшей опоры гусеницы крана–трубоукладчика в соответствии с данными, приведенными в табл. 10.1.

При невозможности соблюдения этих расстояний стенка или откос должны быть укреплены.

Для траншей с откосами расстояния уменьшаются на величину заложения откоса.

.

.

.

.

Таблица 10.1. Безопасное расстояние приближения трубоукладчика к бровке траншеи.

.

Глубина траншеи, м . . . .	Расстояние от бровки до ближней гусеницы крана–трубоукладчика для грунтов, м
	Песчаного .	супесчаного .	суглинистого	глинистого	лесового, сухого
1	1,5	1,25	1,00	1,00	1,00
2	3,0	2,40	2,00	1,50	2,0
3	4,0	3,6	3,25	1,75	2,5
4	5,0	4,4	4,0	2,0	3,0
5	6,0	5,3	4,75	2,25	3,5

.

10.45. Не допускается курение и разведение огня в вырытых траншеях и котлованах.

10.46. Запрещается пребывание людей в кузовах автомобилей, на площадках прицепов и саней, нагруженных негабаритными грузами, трубами, бревнами, пылящими, ядовитыми и горючими материалами, а также на грузах, транспортируемых волоком.

10.47. Персонал, участвующий в гидравлических и пневматических испытаниях трубопроводов, должен находиться в безопасных местах на случай разрыва швов, пробоя прокладок, отрыва заглушек и других аварийных ситуаций.

Осмотр трубопровода разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей – после полного снятия его.

10.48. Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно. Не допускается применение для их открытия и закрытия ломов, труб и других предметов.

.

11. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ.

.

11.1. Порядок организации работ по пожарной безопасности внутри–промысловых трубопроводов определяется следующими документами: ГОСТ, «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности», «Положением о добровольных пожарных дружинах на промышленных предприятиях и других объектах министерств и ведомств».

11.2. При числе работающих на объекте более 15 человек необходимо организовать добровольную пожарную дружину (ДПД), а при наличии техническо–технического персонала – и пожарно–техническую комиссию (ПТК).

11.3. Руководитель объектов несут личную ответственность за выполнение требований правил пожарной безопасности на объекте и отвечают за нарушение этих требований подчиненными.

Указания или распоряжения руководителей объектов, принуждающие подчиненных нарушать требования пожарной безопасности, самовольно возобновлять работы, остановленные органами Госпожнадзора, а также непринятие мер по устранению нарушений являются грубейшими нарушениями правил пожарной безопасности.

11.4. Должностные лица, виновные в нарушении правил пожарной безопасности, в зависимости от характера нарушений и их последствий несут ответственность в установленном законом порядке.

11.5. Руководитель объекта обязан:

11.6. Ответственность за противопожарное состояние внутри–промысловых трубопроводов, за разработку и осуществление текущих планов противопожарных мероприятий, за комплектацию противопожарного оборудования, сохранность противопожарной техники и средств пожаротушения, за работу ДПД и боевых расчетов возлагается на руководителей предприятия, объекта и оформляется приказом.

На каждом объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности лица, ответственного за пожарную безопасность.

11.7. Лица, ответственные за обеспечение пожарной безопасности, обязаны:

11.8. Для служб эксплуатации и ремонта промысловых трубопроводов, на основе действующих правил пожарной безопасности, должны быть разработаны с учетом специфики производства общебытовые и цеховые инструкции о мерах пожарной безопасности, согласованные с пожарной охраной предприятия, которые после утверждения руководством предприятия вывешиваются на видных местах.

11.9. Инструкции по пожарной безопасности должны предусматривать:

11.10. На каждом объекте согласно приказу руководителя (директора) предприятия все вновь принимаемые на работу рабочие и служащие, в том числе и временные, обязаны пройти первичный противопожарный инструктаж о мерах пожарной безопасности.

Допуск к работе лиц, не прошедших инструктаж, запрещается.

11.11. Первичный противопожарный инструктаж с рабочими и служащими можно проводить одновременно с вводным инструктажем по технике безопасности.

По окончании инструктажа должна проводиться проверка знаний и навыков, полученных инструктируемыми. Лица, знания которых оказались неудовлетворительными, подвергаются повторному инструктажу с обязательной последующей проверкой знаний.

Повторный инструктаж проводится на рабочем месте лицом, ответственным за пожарную безопасность объекта, цеха, участка, склада и т. д. Повторный инструктаж обязательно должен проводиться при переводе работников с одного участка на другой применительно к особенностям пожарной опасности нового участка работы.

11.12. Для повышения общих технических знаний и ознакомления с правилами пожарной безопасности, вытекающими из особенностей технологического процесса производства, а также более детального обучения способам использования имеющихся средств пожаротушения с рабочими и служащими, работающими на объектах с повышенной пожарной опасностью, проводятся занятия по пожарно–техническому минимуму.

Порядок и программа проведения занятий разрабатываются в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности» работниками отдела техники безопасности совместно с пожарной охраной и вводятся в действие приказом руководителя предприятия.

Занятия по пожарно–техническому минимуму проводятся один раз в год. По окончании прохождения программы пожарно–технического минимума от рабочих и служащих должны быть приняты зачеты.

11.13. Каждый работающий на объекте системы сбора и внутри–промыслового транспорта нефти и газа (независимо от занимаемой должности) обязан четко знать и строго выполнять установленные правила пожарной безопасности, не допускать действий, которые могут привести к пожару или загоранию.

11.14. Для установления и поддержания надлежащего режима эксплуатации все здания, сооружения и помещения на объектах систем сбора и внутри–промыслового транспорта нефти и газа должны классифицироваться по степени огнестойкости, иметь категорию взрывопожарной и пожарной опасности согласно СНиП и ОНТП, а помещения классифицируются в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ).

11.15. Объекты системы сбора и внутри–промыслового транспорта нефти и газа должны быть оборудованы телефонной и радиосвязью, электрической пожарной сигнализацией в соответствии с «Противопожарными техническими условиями строительного проектирования предприятий нефтегазодобывающей промышленности» и «Перечнем зданий, помещений и сооружений Компании «ГазТрансНефть», подлежащих оборудованию установками автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации».

11.16. Для предотвращения образования горючей среды необходимо обеспечить согласно ГОСТ:

11.17. На объектах систем сбора и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды должны быть вывешены схемы противопожарного водоснабжения (если это предусмотрено проектом) с указанием мест установки пожарных гидрантов и кранов. В местах установки пожарного гидранта должен быть указатель с обозначением его номера и принадлежности.

11.18. Временные работы, связанные с нарушением полотна дорог, проездов и подъездов на территории объекта, допускаются с разрешения руководителя объекта при обязательном согласовании с пожарной охраной и с указанием места, характера и срока работ, а также мест временных проездов.

11.19. Грозозащитные устройства и защитные заземления зданий, аппаратов и машин подлежат систематической проверке в установленные сроки.

11.20. На складах горюче–смазочных материалов (ГСМ) и в других местах с наличием легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны быть вывешены плакаты с надписями: «Огнеопасно!» и «Курить воспрещается!».

11.21. Проходы, выходы, лестничные клетки, тамбуры, коридоры, запасные выходы и подходы к средствам пожаротушения не должны загромождаться.

11.22. Территории объектов предприятий, цехов, участков, складов должны быть ограждены забором из несгораемых материалов и иметь не менее двух исправных въездов – основного и запасного.

Все дороги и проезды на территории необходимо содержать в свободном и исправном состоянии, своевременно ремонтировать, в темное время суток освещать, а в зимнее время очищать от снега.

Проезды и подъезды к пожарным водоемам, гидрантам, а также доступы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть всегда свободными и иметь твердое покрытие с уклоном, обеспечивающим естественный отвод ливневых и талых вод. В зимнее время гидранты должны быть утеплены.

11.23. Проезды и переходы через автомобильные дороги в районе сливо–наливных эстакад должны быть всегда свободными.

О закрытии отдельных участков дорог, проездов и переездов по различным причинам необходимо уведомить пожарную охрану.

11.24. Не допускается загрязнение и скопление на территории нефти. Места, где разлилась нефть, должны немедленно зачищаться путем снятия слоя земли на глубину, превышающую на 1–2 см пропитанный нефтью грунт. Образовавшаяся выемка должна быть засыпана песком.

11.25. Отходы производства и мусор следует регулярно убирать и вывозить с территории объекта.

Сжигание на территории объекта отходов и мусора, а также курение запрещаются, о чем на видных местах должны быть вывешены предупреждающие и запрещающие знаки.

11.26. Движение автотранспорта и спецтехники по территории объектов систем сбора и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды, где возможно образование взрывоопасной смеси, разрешается только при оборудовании выхлопной трубы двигателя искрогасителем.

11.27. В каждом производственном здании на видном месте должны быть вывешены планы эвакуации людей на случай пожара или аварии, согласованные с местными органами пожарной охраны и утвержденные руководителем объекта.

11.28. В системе сбора и внутри–промыслового транспорта нефтяного газа должны приниматься все меры к его полезной утилизации и сокращению сброса газов на факел. Допускается сжигание в факелах аварийных сбросов нефтяного газа, сбросов газа от предохранительных клапанов технологического оборудования и трубопроводов.

Для сброса нефтяных газов, содержащих сероводород в количестве более 8% весовых, необходимо предусматривать отдельную факельную систему.

11.29. Для воспламенения сбросных газов и обеспечения стабильного горения факельная установка должна быть оборудована дистанционным электро–запальным устройством, подводящим трубопроводом топливного газа и дежурной горелкой, которая должна постоянно гореть.

Перед вертикальным стволом факела на горизонтальном участке газопровода (факельного трубопровода) должен быть установлен огнепреградитель, доступный для осмотра и ремонта.

11.30. Порядок проведения работ по продувке и испытанию трубопроводов устанавливается инструкцией, излагающей последовательность и способы выполнения работ, а также меры техники и пожарной безопасности. Инструкция составляется строительно–монтажной организацией применительно к данному трубопроводу и согласовывается с заказчиком.

Инструкция по продувке и испытанию газопроводов газом непременно согласовывается с Государственной газовой инспекцией.

11.31. При эксплуатации факельных трубопроводов необходимо исключить возможность подсоса воздуха и образование в них взрывоопасных смесей, а также их закупорки ледяными пробками.

Содержание кислорода в сбросных газах не должно превышать 50% от минимального взрывоопасного содержания кислорода.

11.32. Персонал, обслуживающий факельную систему, обязан:

11.33. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт трубопроводов, обязаны знать трассу трубопроводов, устройство и работу арматуры, пожаро–опасность транспортируемых веществ и материалов, а также правила пожарной безопасности и действия в случае пожара или аварии.

Для теплоизолированных трубопроводов дополнительно необходимо знать пожаро–опасность применяемых теплоизоляционных материалов и способы их тушения, меры пожарной безопасности при проведении ремонтных и сварочных работ.

11.34. При обнаружении участков изоляции, пропитанной нефтью и нефтепродуктами, необходимо снять и заменить пропитанную изоляцию для предотвращения ее самовоспламенения.

11.35. Изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях (объекте) без ведома и утверждения новой схемы главным технологом предприятия запрещается.

11.36. Ремонтно–восстановительное подразделение должно оснащаться необходимыми транспортными средствами, оборудованными искрогасителями, оборудованием, инструментом искробезопасного исполнения, необходимыми средствами пожаротушения.

11.37. Перед началом ремонтного сезона необходимо поставить в известность местные органы госпож–надзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту действующего трубопровода.

11.38. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при проведении капитального ремонта подземных нефтепроводов должны выполняться с соблюдением «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности» и требований местной власти по вопросам пожарной безопасности.

11.39. Участки хранения, приготовления, нанесения грунтовки и гидро–теплоизоляции должны находиться в специально отведенных местах и оборудоваться первичными средствами пожаротушения.

На данных участках категорически запрещается курение и использование открытого огня.

11.40. В случае возникновения пожара (аварии) следует немедленно вызвать пожарную команду (аварийную бригаду), одновременно приступив к ликвидации пожара (аварии) имеющимися в наличии силами и средствами.

11.41. Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах для газов, легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки ниже 45° С и вредных веществ независимо от температуры и давления среды должна быть стальной.

11.42. Запрещается длительная эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво–, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов, при наличии хомутов. Хомуты должны быть ликвидированы при первой же остановке трубопровода на ревизию или ремонт.

11.43. Наземные трубопроводы должны быть уложены на опоры из несгораемого материала. Конструкция опор и компенсаторов не должна препятствовать перемещению трубопроводов при изменении их температуры.

Запрещается в качестве опорных конструкций использовать действующие трубопроводы.

11.44. В случае обмерзания аппаратов, трубопроводов, задвижек, штуцеров отогревать их следует только горячей водой или паром.

Пар к трубопроводам для их отогрева должен подводиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка. По окончании работ эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки. Использовать открытый огонь для отогрева запрещается.

11.45. При прокладке трубопроводов с горючими жидкостями и газами в каналах и траншеях (открытых и закрытых) необходимо осуществлять контроль за исправным состоянием разделительных глухих перемычек (диафрагм) из несгораемых материалов в местах прохода траншеи и каналов через противопожарные стены, а также противопожарных отсыпок из песка или гравия длиной не менее 4 м на расстоянии друг от друга не более 80 м.

11.46. Трубопроводы, расположенные в цехе, а также на наружных установках, на эстакадах и в каналах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную цепь и присоединяться к заземляющим устройствам.

11.47. Трубопроводы, на которых будут проводиться огневые работы, должны быть остановлены, обесточены, освобождены от взрывоопасных, взрывопожароопасных и токсичных продуктов, отключены заглушками от действующих аппаратов и коммуникаций и подготовлены к проведению огневых работ согласно требованиям «Правил безопасности в нефтегазодобывающей Промышленности» и «Инструкции по подготовке оборудования к ремонтным работам».

11.48. Места проведения огневых работ и места установки сварочных агрегатов, баллонов с газами и бачков с горючей жидкостью должны быть очищены от горючих материалов в радиусе не менее 5 м.

Места, где разлиты легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны быть тщательно очищены и засыпаны сухим песком или грунтом.

11.49. Вакуумный газопровод перед сварочными работами следует полностью отключить со стороны отсоса газа и создать в нем необходимое избыточное давление газа.

11.50. Перед началом проведения огневых работ на трубопроводах необходимо проветрить открытую траншею, из траншеи взять анализ воздуха для определения возможности ведения в ней огневых работ.

Места проведения огневых работ должны быть обеспечены необходимыми средствами пожаротушения.

11.51. Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются, если концентрации горючих паров и газов в пробах, взятых из ремонтируемого участка, не превышают предельно допустимой взрывобезопасной концентрации (ПДВК) – 5% от величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе при отсутствии в трубопроводах жидкой фазы и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту огневых работ.

11.52. Если во время ремонта будет обнаружено появление горючего продукта, работы, связанные с применением открытого огня, должны быть немедленно прекращены, а люди удалены на безопасное расстояние. Ремонт можно возобновить только после проверки, если она выявит отсутствие опасной концентрации продукта.

.

12. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

.

12.1. С целью охраны окружающей среды при проектировании, строительстве и эксплуатации промысловых трубопроводов необходимо:

12.2. Все мероприятия по охране окружающей среды при строительстве промысловых трубопроводов должны быть выполнены в соответствии с рабочим проектом.

12.3. При проектировании и выполнении мероприятий по охране окружающей среды должны соблюдаться требования действующих законодательств о недрах, земле, лесе, об охране вод, леса, атмосферного воздуха, животного мира, памятников истории и культуры, а также требования местных властей по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.

При разработке проектов строительства и реконструкции трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды на промыслах в составе проектов должна быть дана оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) проектируемых и реконструируемых объектов.

ОВОС проводится с целью предотвращения деградации окружающей среды, восстановления нарушенных в результате предыдущей хозяйственной деятельности природных систем, обеспечения эколого–экономической сбалансированности будущего хозяйственного развития, создания благоприятных условий жизни людей, выработки мер, снижающих уровень экологической опасности объектов, и должна предшествовать принятию решений об осуществлении того или иного проекта.

Оценка проводится в соответствии с «Временными методическими указаниями по составлению раздела «Оценка воздействия на окружающую среду» в схемах размещения, ТЭО (ТЭР) и проектах разработки месторождений и строительства объектов нефтегазовой промышленности».

Заказчик и разработчик проекта проводят предварительное рассмотрение и обсуждение результатов ОВОС группой экспертов в рамках ведомственной экспертизы ТЭО и проектной документации, представителями общественности, чьи интересы затрагивает реализация проекта.

Государственная экологическая экспертиза предпроектной и проектной документации в экспертных органах Министерства экологии является завершающим этапом рассмотрения результатов ОВОС.

12.4. В проектах обустройства месторождений необходимо предусматривать мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов и последующей их эксплуатации. Решения по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

12.5. Для сохранения окружающей среды необходимо использовать в комплексе технологические, конструктивные и строительные методы уменьшения воздействия трубопроводов на окружающую среду, сочетание которых принимается в зависимости от геологических (геолого–криологических) условий района строительства, способа прокладки трубопровода, технологии и организации выполнения строительных работ.

12.6. Прокладка трубопроводов должна осуществляться, по возможности, на малоценных или непригодных для сельскохозяйственного использования земли, в коридорах с минимально необходимыми расстояниями между трубопроводами с привязкой к существующим трассам.

12.7. До начала прокладки трубопроводов следует предусматривать устройство сети промысловых автомобильных дорог (в районах распространения вечномерзлых грунтов, подверженных водной и ветровой эрозии, – грунтов с твердым покрытием). Такие дороги должны обеспечивать минимальные по площади нарушения естественных почв и растительности при транспортировке к сооружаемым объектам строительных материалов и техники.

12.8. Выбор трассы трубопровода, подъездных и вдоль–трассовых дорог, а также мест складирования строительных материалов следует осуществлять по техническо–геологической (техническо–геокриологической) карте, составленной в летнее время на основе предварительной схемы ландшафтного районирования.

12.9. Вопросы защиты окружающей среды должны прорабатываться и осуществляться на стадиях изысканий и проектирования трубопроводов.

Изыскательские и подготовительные работы на участках вечномерзлых грунтов должны проводиться без нарушения почвенно–растительного слоя. При проектировании насыпей необходимо предусматривать отсыпку грунта с возведенной насыпи. Для возведения насыпи следует применять уплотняемые грунты, хорошо фильтрующие воду.

12.10. На переходах трубопроводов через водные преграды для предотвращения гибели ихтиофауны и в целях охраны окружающей среды необходимо установить на обоих берегах отключающие задвижки для уменьшения попадания нефти в водоемы в случае прорыва трубопровода.

12.11. При проектировании трубопроводов на участках вечномерзлых грунтов или при возможной активизации водной и ветровой эрозии следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие максимальную сохранность естественных почв и растительности, а также проводить технологическую и биологическую рекультивацию, предотвращающую указанные процессы.

12.12. На участках, где возможно развитие водной эрозии и сползание грунтов вне зоны распространения вечномерзлых пород, следует предусматривать осуществление противоэрозионных мероприятий, сооружение нагорных канав, глиняных замков в траншеях, лотков–быстротоков, противооползневых мероприятий.

12.13. Для наиболее ответственных трубопроводов, возводимых в сложных мерзлотно–грунтовых условиях с использованием новых конструктивных, технологических решений, обязательным является выполнение мероприятий по мерзлотному надзору (контролю за многолетнемерзлыми, промерзающими и оттаивающими грунтами). На стадии проектирования эти мероприятия должны в себя включать сбор и анализ данных о геокриологических условиях трассы, прогноз влияния этих условий на конструктивные и технологические проектные решения, прогноз изменения геокриологических условий в результате строительства и эксплуатации нефтепровода, разработку проекта мероприятий по мерзлотному надзору. Последний включает в себя выбор участков трассы трубопроводов, на которых производится мерзлотный надзор, выбор методов и средств для осуществления мерзлотного надзора (измеряемых параметров, периодичность замеров, аппаратура, приспособления, инвентарь и т. д.), составление сметы затрат на проведение мерзлотного надзора, обоснование этих мероприятий, в том числе с экономической стороны, включение мероприятий по мерзлотному надзору в проектно–сметную документацию.

12.14. При размещении, проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов, а также внедрении новых технологий, отрицательно влияющих на состояние земель, должны предусматриваться и осуществляться мероприятия по охране земель.

В соответствии с «Земельным законодательством» оценка отрицательного влияния на состояние земель и эффективность предусмотренных защитных мероприятий производятся по результатам государственной санитарно–гигиенической и экологической экспертизы, без положительного заключения которых запрещается внедрение новой техники и технологий, строительство и реконструкция объектов.

12.15. Состав природоохранных мероприятий и их стоимость в полном объеме устанавливаются в разделах «Охрана окружающей среды» в технико–экономическом обосновании или проекте сооружаемого объекта; попикетная привязка природоохранных мероприятий осуществляется в документации к профилю трассы.

12.16. Ответственность за полноту, качество и эффективность разрабатываемых природоохранных мероприятий несет проектная организация.

12.17. Природоохранные мероприятия при строительстве должны дифференцироваться в соответствии с природными особенностями регионов строительства.

Рекомендуется следующая направленность природоохранных мероприятий:

12.18. В соответствии с «Законом об охране окружающей природной среды» запрещается строительство, реконструкция объектов до утверждения проекта и отвода земельного участка. Не допускается изменение утвержденного проекта или стоимости проектных работ в ущерб требованиям экологической безопасности.

При выполнении строительных работ должны приниматься меры по охране природы, рациональному использованию природных ресурсов, рекультивации земель, благоустройству территории и оздоровлению окружающей природный среды.

Нарушение требований закона влечет за собой приостановление строительных работ до устранения отмеченных недостатков по предписанию специально уполномоченных на то государственных органов с одновременным прекращением финансирования этих работ.

12.19. При строительстве объектов на участках возможной после строительной активизации ветровой эрозии (выдувание песков и супесей) следует предусматривать ограничение движения транспортных средств установленными маршрутами, закрепление нарушенных, подвергшихся выдуванию, участков песков при помощи механических и биологических методов закрепления, а также путем применения вяжущих веществ, которые не вызывают стойких загрязнений окружающей среды.

12.20. Необходимо предусмотреть организацию движения транспорта и средств механизации по специальным маршрутам, оборудованным указателями и заграждениями, предотвращающими выезд транспорта на закрепляемый участок.

12.21. При проведении строительства на болотах следует предусматривать устройство водопропускных сооружений, обеспечивающих сохранность естественного стока вод с болотных массивов.

12.22. Природо–восстановительные работы должны осуществляться специализированными строительными природоохранными управлениями.

Контроль за качеством проведения работ по предотвращению техногенного воздействия осуществляется в процессе строительства.

12.23. Ответственность за соблюдение проектных решений по охране окружающей среды перед законом, государственными контрольными органами системы Госкомприроды, а также за качество строительных работ и за соблюдение действующих нормативов на производство работ несет строительная организация, осуществляющая прокладку трубопровода.

Предписания Госкомприроды подлежат безусловному выполнению строительными организациями.

12.24. Эксплуатация промысловых трубопроводов допускается только после окончания строительства всех, предусмотренных проектом объектов, обеспечивающих охрану окружающей среды.

12.25. При сдаче трубопровода в эксплуатацию заказчик представляет землепользователю картографический материал по данным исполнительной съемки с указанием на нем истинного нахождения трубопровода, вдоль–трассовых дорог, границ охранных зон, вертолетных площадок, переездов, подъездов к пожарным водоемам, мест нахождения противопожарного инвентаря и оборудования.

12.26.В соответствии с «Законом об охране окружающей природной среды», «Земельным законодательством» и «Водным законодательством» предприятия, эксплуатирующие промысловые трубопроводы, обязаны вести наблюдения (мониторинг) за состоянием окружающей природной среды для своевременного выявления изменений, их оценки, предупреждения и устранения последствий отрицательного влияния объектов трубопроводов.

12.27. Необходимо осуществлять систематический контроль воды, воздуха и почвы с целью определения степени загрязнения и своевременного принятия мер по устранению причин и последствий загрязнения.

Организация контроля за соблюдением нормируемого воздействия объекта (предприятия) на окружающую среду производится в соответствии с РД.

В соответствии с этими документами на местах аварийных разливов нефти контроль за состоянием почв путем отбора их образцов проводят два раза в год: весной – после оттаивания почвы и осенью. Контроль за состоянием воздуха и воды ведется в местах и в сроки, установленные РД.

12.28. Наибольшая концентрация каждого вредного вещества в приземном слое атмосферы не должна превышать максимальной разовой предельно допустимой концентрации (ПДК) данного вредного вещества в атмосферном воздухе, установленной «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий».

12.29. Предприятия добычи и внутри–промыслового транспорта нефти, газа и воды (ДНС, КСП, ЦПС, ЦДНГ, ремонтные службы и т. д.), имеющие выбросы вредных веществ в атмосферу, разрабатывают нормативы предельно допустимых выбросов (ПДВ) и утверждают их в установленном порядке.

12.30. Для предотвращения утечек, транспортируемых продуктов в атмосферу следует следить за максимальной герметизацией оборудования трубопроводов и запорно–регулирующей арматуры.

Для предотвращения утечек транспортируемых жидких продуктов ответвления, предназначенные для аварийных сбросов, должны заканчиваться герметичными фланцевыми заглушками.

12.31. Для предотвращения загрязнения атмосферы транспортируемыми продуктами, содержащими токсичные вещества, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие сжигание аварийных выбросов в местах, где их распространение не может представлять угрозу для жизни и здоровья населения.

12.32. При неблагоприятных метеорологических условиях в кратковременный период загрязнения атмосферы, опасного для здоровья населения, предприятия должны обеспечить снижение выбросов вредных веществ, вплоть до частичной или полной остановки предприятия.

12.33. При размещении, проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов промысловых трубопроводов, а также при внедрении новых технологических процессов, влияющих на состояние вод, в соответствии с «Водным законодательством» должно обеспечиваться рациональное использование вод при условии первоочередного удовлетворения питьевых и бытовых нужд населения.

Водопользователи, расположенные на объектах промысловых трубопроводов (установки предварительного сброса воды, промысловые водоводы, кустовые насосные станции и т. д), обязаны соблюдать установленные планы, технологические нормы и правила водопользования, а также принимать меры по сокращению расхода воды и прекращению сброса сточных вод путем совершенствования технологии производства и схем водоснабжения.

Водопользователи обязаны:

Сброс в водные объекты промышленных, коммунально–бытовых, дренажных и других сточных вод может производиться только с разрешения органов по регулированию использования и охраны вод и после согласования с органами, осуществляющими государственный санитарный надзор, охрану рыбных запасов, и другими заинтересованными организациями.

12.34. Очистные сооружения должны обеспечивать качество очистки согласно требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами».

12.35. Надлежит разрабатывать комплекс мероприятий (сооружение амбаров, отстойников, защитных дамб обваловки трубопроводов) в местах, где аварийный выброс содержащих токсичные вещества жидких транспортируемых продуктов может привести к загрязнению природных вод (наземных, подземных, водоемов всех типов), а также сельскохозяйственных земель, территорий населенных пунктов, мест отдыха заселения.

На линиях вероятного стока нефти при авариях на промысловых трубопроводах (ложбины, лощины) должны быть созданы запасы сыпучих материалов (грунт, гравий) для создания нефтеловушек с учетом объема потенциального стока.

12.36. На переходах через водные объекты следует поддерживать в исправном состоянии водопропускные сооружения и неизменность существующего до начала строительства природного стока, а также не допускать активизации русловых и береговых процессов рельефо–образования.

12.37. На случай аварийных ситуаций на подводных переходах через судоходные реки ниже по течению на расстоянии двухчасового стока необходимо создать запас средств по локализации и сбору нефти с поверхности.

12.38. Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть локализована, собрана техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водоема и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно–бытового водоснабжения, и отправлена на очистные сооружения.

12.39. Выжигание разлитой на поверхности воды нефти допускается как исключение с применением соответствующих методов и средств безопасности при невозможности сбора нефти.

12.40. Сельскохозяйственные земли и лесные угодья, нарушенные или загрязненные нефтью, должны быть приведены в пригодное (по назначению) состояние.

Рекультивацию нарушенных земель необходимо проводить согласно РД.

Рекультивация земель, загрязненных нефтью, проводится в соответствии с РД.

12.41. Запрещается сжигание разлившейся нефти непосредственно на поверхности пахотной почвы, а также засыпка загрязненных нефтью пахотных земель песком или другими минеральными материалами.

12.42. Представленные нефтегазодобывающему управлению во временное пользование сельскохозяйственные и лесные угодья и рекультивационные площади должны быть возвращены землепользователям в состоянии, пригодном для использования по назначению в соответствии с «Положением о порядке передачи рекультивированных земель землепользователям предприятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательские, строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова».

12.43.В зоне распространения вечномерзлых грунтов необходимо осуществлять мероприятия по теплоизоляции грунтов с нарушенными почвами и растительностью, по предотвращению ливневого стока, приводящего к овраго–образованию, залужение нарушенных участков, поддерживать на должном уровне дренаж и сток воды.

12.44. Необходимо осуществлять мероприятия по мерзлотному надзору, проводимому с целью прогноза изменения пространственного положения трубопроводов, вызванного тепловым и механическим взаимодействием их с окружающими вечномерзлыми грунтами, оценки и своевременного обеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов, определения степени техногенного воздействия на окружающую среду.

12.45. Мерзлотному надзору подлежат участки трассы с наиболее сложными мерзлотными техническо–геологическими и технологическими условиями, к которым относятся:

12.46. Нефтегазодобывающее предприятие и его работники обязаны соблюдать правила хранения, транспортировки и применения химических веществ, используемых в процессах сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды (ПАВ, ингибиторы коррозии и т.д.) в соответствии со списком химических препаратов, разрешенных к применению Государственным органом санитарно–эпидемиологического надзора при Председателе всемирного верховного совета и совета безопасности.

Применение новых химических веществ, способных оказать прямое или косвенное влияние на здоровье человека, допускается только с разрешения этого органа.

12.47. Производственные объединения и нефтегазодобывающая Компания «ГазТрансНефть» должны осуществлять ведомственный контроль за состоянием окружающей среды на территории, которая входит в зону их деятельности, предусматривающий:

12.48. Эксплуатирующие организации Компании должны представлять ежемесячный отчет по загрязнению окружающей среды от аварий на промысловых трубопроводах в соответствии с разделом 9 настоящих Правил. При этом ущерб следует определять в соответствии с РД.

12.49. Должностные лица и иные виновные работники несут дисциплинарную, материальную или уголовную ответственность за невыполнение правил, планов и мероприятий по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов, за нарушение нормативов качества окружающей природной среды и требований природоохранительного законодательства.

.

13. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ.

.

13.1. При эксплуатации промысловых трубопроводов ведется следующая оперативная документация:

К паспорту прилагаются:

13.2. При расследовании происшедшей аварии составляется акт технического расследования (см. п. 9.2) в соответствии с формой из прил. 15.

13.3. Все аварии вне зависимости от времени, затрачиваемого на их ликвидацию, и вида отказа необходимо зарегистрировать в журнале учета отказов (прил. 16).

.

.

.

Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И.Шабулдаев

.

.

.

.

.