ж) отклонения параметров газа выше установленных верхних и нижних предельных величин;
з) прекращения подачи электроэнергии на УКПГ;
и) возникновения пожара.
7.13.79. Для ликвидации гидратов могут использоваться следующие методы:
а) закачка ингибитора перед местом образования и непосредственно в зону образования гидратов;
б) интенсивное внешнее подогревание мест образования гидратов с помощью трубопроводных коаксиальных электроподогревателей, установок парогенераторных передвижных (УПП);
в) подача горячего агента непосредственно в гидратную пробку;
г) снижение давления с обоих сторон гидратной пробки ниже давления разложения гидратов с последующей продувкой на свечу.
Требования к промышленным трубопроводам
7.13.80. Проектирование, строительство и эксплуатация промышленных трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями ВСН 51-3-85, ВСН 005-88, ВСН 006-89, ВСН 012-88, ВСН 008-88, СНиП 2.05.06-85, ДНАОП 0.00-1.15-71 и РД 39-0147103-344-86.
7.13.81. Стальные подземные трубопроводы должны быть защищены от грунтовой коррозии в соответствии с проектом. Не допускается эксплуатация подземных трубопроводов с защитным потенциалом системы активной защиты от коррозии ниже проектного потенциала.
7.13.82. Технологические трубопроводы надземной прокладки, по которым транспортируются влажные газы или пластовая вода, должны иметь тепловую изоляцию и оборудоваться обогревательными устройствами (теплоспутниками).
7.13.83. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть стойкими к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому влиянию. Трубопроводы должны быть защищены от внешней и внутренней коррозии (при необходимости) и сдвижки земляных масс.
Допускается применение пластмассовых трубопроводов по согласованию с Госнадзорохрантруда Украины.
7.13.84. Изготовление пластмассовых труб для нефтегазопромысловых трубопроводов должно осуществляться на предприятиях, имеющих разрешение Госнадзорохрантруда на этот вид деятельности.
7.13.85. Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно-измерительных приборов.
В начале и в конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.
7.13.86. К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке, предусмотренном ДНАОП 0.00-1.16-96.
7.13.87. Контроль качества сварных соединений трубопроводов производится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Контроль качества и приемка работ должны включать операционный и визуальный виды контроля, обмер, проверку сварных швов методами неразрушающего контроля, а также механические испытания.
7.13.88. Трасы нефтегазоконденсатопроводов (по каждой нити в отдельности) должны быть закреплены на местности знаками закрепления трас.
7.13.89. В местах пересечения нефтегазоконденсатопроводами дорог, водных преград, оврагов, железнодорожных путей, на углах поворотов, технологических узлах нефтегазоконденсатопроводов необходимо выставлять знаки с предупредительными надписями. Указанные проектные решения должны быть включены в ПЛАС, утвержденный руководителем предприятия.
7.13.90. Участки трубопроводов в местах пересечения с автодорогами и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов по п.7.13.80 данных Правил.
7.13.91. Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается.
7.13.92. Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся либо трубопроводы должны оборудоваться компенсаторами, количество и тип которых определяются расчетом и указываются в проекте.
7.13.93. В районах, где могут возникнуть сдвиги земляных масс под влиянием природноклиматических особенностей, необходимо предусматривать меры по защите трубопроводов от их действия.
При грунтах с недостаточной несущей способностью компенсирующие мероприятия должны предотвращать повреждение трубопровода от оседания или поднятия.
При скалистом грунте должна быть предусмотрена соответствующая оболочка (обшивка) либо укладка балластовых пластов. При наличии резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного влияния на окружающую среду.
7.13.94. Запорную арматуру на трубопроводах необходимо открывать и закрывать медленно, во избежание гидравлического удара.
7.13.95. На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: "Открыто", "Закрыто". Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.
7.13.96. Выкидные трубопроводы-шлейфы от скважин должны быть оборудованы отсекающими клапанами или другими запорными устройствами, которые автоматически перекрывают поток жидкости со скважины при аварийной разгерметизации шлейфа.
Если трубопровод не рассчитан на статическое давление скважины необходимо устанавливать также и предохранительные клапаны.
7.13.97. Перед вводом в эксплуатацию участок или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность.
Эти операции проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода (засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, подготовки исполнительной документации на испытываемый объект).
7.13.98. Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с проектной документацией и инструкцией.
7.13.99. Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте на ведение работ.
7.13.100. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ (таблица 1).
7.13.101. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены опасные зоны (таблица 2), которые необходимо обозначить на местности предупредительными знаками.
7.13.102. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, линий электропередачи, населенных пунктов следует принимать в соответствии с таблицей 1 этих Правил.
7.13.103. Продувка и испытание трубопроводов сероводородосодержащим газом запрещаются.
Таблица 1
Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом и газом
|
Условный диаметр трубопровода, мм |
Протяженность опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м |
Протяженность опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м |
Протяженность опасной зоны 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 2
Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов
|
Диаметр трубопровода, мм
|
Протяженность опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода, м
|
Протяженность опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м |
Протяженность опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода, м
|
Протяженность опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см2 в направления возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м |
|
До 100 |
50 |
500 |
80 |
800 |
|
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 |
7.13.104. Пневматические испытания трубопроводов (вновь построенных) необходимо проводить воздухом или инертным газом; пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды, - инертным газом или средой, которая транспортируется.
7.13.105. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выставляться дежурные посты, которые обязаны:
- вести наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода;
- не допускать пребывания людей, животных и движения транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных трубопроводов;
- немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.
Обходчики обходят трассу после снижения давления до Рраб.
7.13.106. Подведение инертного газа или пары к трубопроводам для продувки следует проводить с помощью съемных трубопроводов или гибких шлангов с установлением запорной арматуры с обоих сторон съемного участка; после окончания продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть снятому, а на запорной арматуре установленные заглушки.
7.13.107. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию необходимо провести вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 2 кгс/см2 в месте его подачи. После окончания вытеснения воздуха газом, выходящим из газопровода, содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %.
7.13.108. При испытании газопровода газом в зоне пересечения им железной, автомобильной дороги или вблизи населенного пункта, хозяйственного объекта следует согласовать время испытания и меры безопасности с представителями органов местной власти и организацией, эксплуатирующей этот объект (включая дороги различного типа).
7.13.109. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других, не предусмотренных проектом, углублений, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану проведения работ.
7.13.110. Плановая периодичность и объемы обследований трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающим предприятием с учетом свойств транспортируемой среды, условий его транспортировки и скорости коррозионных процессов, но не реже 1 раза в 4 года. Кроме того, обследования трубопроводов должны проводиться после чрезвычайных случаев (землетрясения, сдвиги и т.п.).
Основные результаты обследований трубопроводов должны быть отображены в техническом паспорте.
7.13.111. Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах, не превышающих предусмотренные проектом.
7.13.112. Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачивания горючих и агрессивных газов и продуктов при наличии "хомутов" и других устройств, которые применяются для временной герметизации трубопроводов в полевых условиях при ликвидации сквозных дефектов.
Допускается, в порядке исключения, лишь временная эксплуатация трубопроводов при наличии “хомутов” при условии принятия дополнительных мер по их безопасной эксплуатации, с разрешения территориальных органов Госнадзорохрантруда.
7.13.113. Спуск в колодцы и прочие углубления на территории охранной зоны обходчику во время профилактических осмотров нефтегазопроводов запрещается. В случае необходимости спуска следует выполнять требования раздела 5.10 этих Правил.
7.13.114. Срок проведения ревизии промысловых трубопроводов устанавливается предприятием в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже 1 раза в 8 лет.
Первую ревизию введенных в эксплуатацию промысловых трубопроводов следует проводить не позже, чем через один год после начала эксплуатации.
7.13.115. Ревизии промысловых трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством предприятия.
7.13.116. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время ревизии трубопроводов.
7.13.117. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем предприятия.
