7.13.91. Прокладання наземних і підземних нафтогазоконденсатопроводів через населені пункти не допускається.

7.13.92. Профіль прокладки повинен бути самокомпенсованим або трубопроводи повинні обладнуватись компенсаторами, кількість і тип яких визначаються розрахунком та вказуються в проекті.

7.13.93. У районах, де можуть виникнути зсуви земляних мас під впливом природнокліматичних особливостей, необхідно передбачати заходи для захисту трубопроводів від їх дії.

При ґрунтах з недостатньою несучою здатністю компенсуючі заходи повинні запобігати ушкодженню трубопроводу від осідання або підняття.

При скелястому ґрунті повинна бути передбачена відповідна оболонка (обшивка) або укладка баластових пластів. За наявності профілю, що різко змінюється, в гірських умовах необхідно передбачити прокладання трубопроводів у лотках для максимальної утилізації можливих аварійних викидів вуглеводнів і зниження техногенного впливу на навколишнє середовище.

7.13.94. Запірну арматуру на трубопроводах необхідно відкривати і закривати повільно, щоб уникнути гідравлічного удару.

7.13.95. На всій запірній арматурі трубопроводів, яка має редуктор або запірний орган зі схованим рухом штока, повинні бути покажчики, що вказують напрямок їх обертання: "Відкрито", "Закрито". Уся запірна арматура повинна бути пронумерована відповідно до технологічної схеми.

7.13.96. Викидні трубопроводи-шлейфи від свердловин повинні бути обладнані відсічними клапанами або іншими запірними пристроями, що автоматично перекривають потік рідини зі свердловини при аварійній розгерметизації шлейфу.

Якщо трубопровід не розрахований на статичний тиск свердловини необхідно встановлювати також і запобіжні клапани.

7.13.97. Перед введенням в експлуатацію ділянка або весь трубопровід повинен піддаватись очищенню порожнини та випробуванням на міцність і герметичність.

Ці операції проводяться після повної готовності ділянки або всього трубопроводу (засипання, обвалування або кріплення на опорах, встановлення арматури і приладів, катодних виводів, підготовки виконавчої документації на об'єкт, який випробовується).

7.13.98. Продування і випробування нафтогазозбірних трубопроводів необхідно здійснювати відповідно до проектної документації і інструкції.

7.13.99. Способи випробування та очищення порожнини трубопроводів встановлюються проектною організацією в робочому проекті, проекті на ведення робіт.

7.13.100. Перед початком продування і випробування трубопроводу газом або повітрям повинні бути визначені і позначені знаками небезпечні зони, в яких заборонено знаходитись людям під час зазначених робіт (таблиця 1).

7.13.101. При гідравлічних випробуваннях та видаленні води з трубопроводів після випробувань повинні бути встановлені небезпечні зони (таблиця 2), які необхідно позначити на місцевості попереджувальними знаками.

Таблиця 1

Зони безпеки при очищенні і випробуванні трубопроводів повітрям і газом

7.13.102. При продуванні трубопроводу мінімальні відстані від місця випуску газу до споруд, залізниць і шосейних доріг, ліній електропередачі, населених пунктів слід визначати згідно з таблицею 1 цих Правил.

Таблиця 2

Зони безпеки при гідравлічних випробуваннях трубопроводів

7.13.103. Продування та випробування трубопроводів газом, який вміщує сірководень, забороняються.

7.13.104. Пневматичні випробування трубопроводів (наново побудованих) необхідно здійснювати повітрям або інертним газом; пневматичні випробування трубопроводів, що раніше транспортували вуглеводневі вибухонебезпечні середовища, - інертним газом або середовищем, що транспортується.

7.13.105. Для спостереження за станом трубопроводу під час продування або випробування повинні виставлятись чергові пости, які зобов'язані:

- вести спостереження за закріпленою за ними ділянкою трубопроводу;

- не допускати перебування людей, тварин та руху транспортних засобів у небезпечній зоні і на дорогах, закритих для руху при випробуванні наземних або підземних трубопроводів;

- негайно повідомляти керівника робіт про всі обставини, які перешкоджають проведенню продування і випробування або створюють загрозу для людей, тварин, споруд і транспортних засобів, що знаходяться поблизу трубопроводу.

Обхідники обходять трасу після зниження тиску до Р_роб.

7.13.106. Підведення інертного газу або пари до трубопроводів для продування слід проводити за допомогою знімних трубопроводів або гнучких шлангів зі встановленням запірної арматури з обох боків знімної ділянки; після закінчення продування ці ділянки трубопроводів або шланги повинні бути зняті, а на запірній арматурі встановлені заглушки.

7.13.107. Перед введенням трубопроводу в експлуатацію необхідно провести витиснення з трубопроводу повітря газом тиском не більше 2 кгс/см² у місці його подачі. Після закінчення витіснення повітря газом, що виходить з газопроводу, вміст кисню в газі не повинен перевищувати 1 %.

7.13.108. При випробуванні газопроводу газом в зоні перетинання ним залізниці, автомобільної дороги або поблизу населеного пункту, господарського об'єкта слід погодити час випробування і заходи безпеки з представниками органів місцевої влади та організацією, яка експлуатує цей об'єкт (включаючи дороги різного типу).

7.13.109. На території охоронної зони нафтогазопроводів не допускається облаштування каналізаційних колодязів та інших, не передбачених проектом, заглиблень, за винятком заглиблень, що виконуються при ремонті або реконструкції за планом проведення робіт.

7.13.110. Планова періодичність і обсяги обстежень трубопроводів встановлюється нафтогазовидобувним підприємством з урахуванням властивостей середовища, що транспортується, умов його транспортування і швидкості корозійних процесів, але не рідше 1 разу на 4 роки. Крім того, обстеження трубопроводів повинні проводитись після надзвичайних випадків (землетруси, зсуви тощо).

Основні результати обстежень трубопроводів повинні бути відображені в технічному паспорті.

7.13.111. Експлуатація трубопроводів повинна здійснюватись при параметрах, що не перевищують передбачені проектом.

7.13.112. Забороняється експлуатація трубопроводів, призначених для перекачування горючих і агресивних газів та продуктів за наявності "хомутів" та інших пристроїв, які застосовуються для тимчасової герметизації трубопроводів у польових умовах при ліквідації наскрізних дефектів.

Допускається, як виняток, лише тимчасова експлуатація трубопроводів за наявності “хомутів” за умови вжиття додаткових заходів щодо їх безпечної експлуатації, з дозволу територіальних органів Держнаглядохоронпраці.

7.13.113. Спуск у колодязі та інші заглиблення на території охоронної зони обхіднику під час профілактичних оглядів нафтогазопроводів забороняється. У разі необхідності спуску слід виконувати вимоги підрозділу 5.10 цих Правил.

7.13.114. Термін проведення ревізії промислових трубопроводів встановлюється підприємством залежно від швидкості корозійно-ерозійних процесів з урахуванням досвіду експлуатації аналогічних трубопроводів, результатів зовнішнього огляду, попередньої ревізії та необхідності забезпечення безпечної і безаварійної експлуатації трубопроводів у період між ревізіями, але не рідше 1 разу на 8 років.

Першу ревізію введених в експлуатацію промислових трубопроводів слід проводити не пізніше, ніж через один рік після початку експлуатації.

7.13.115. Ревізії промислових трубопроводів повинні проводитись відповідно до встановленого порядку за графіком, розробленим службою технічного нагляду і затвердженим технічним керівництвом підприємства.

7.13.116. Періодичні випробування трубопроводів на міцність і герметичність необхідно проводити, як правило, під час ревізії трубопроводів.

7.13.117. Періодичний контроль стану ізоляційного покриття трубопроводів проводиться існуючими методами діагностування, які дозволяють виявляти ушкодження ізоляції без розкриття ґрунту, за графіком, затвердженим керівником підприємства.

Промислові газорозподільні станції

7.13.118. Експлуатація промислових газорозподільних станцій повинна здійснюватися відповідно до вимог “Правил безпеки при експлуатації магістральних газопроводів” та “Правил технічної експлуатації магістральних газопроводів”.

Резервуарні парки

7.13.119. Ці вимоги поширюються на сталеві зварні резервуари, призначені для збору, зберігання стабільного конденсату, сирої і товарної нафти, а також збору і очищення води перед її закачуванням у пласти, з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа.

7.13.120. Вибір типу резервуара, його обв’язки та внутрішньої оснащеності, протикорозійного покриття, способу монтажу обґрунтовується проектом залежно від місткості, призначення, кліматичних умов, характеристики середовищ, а також з урахуванням максимального зниження втрат.

7.13.121. При обслуговуванні і ремонті резервуарів з-під нафти, нафтопродуктів та конденсату дозволяється використовувати лише переносні світильники у вибухозахищеному виконанні.

7.13.122. Отвір замірного люка по внутрішньому діаметру повинен бути обладнаний кільцем з матеріалу, який не дає іскор під час руху замірної стрічки.

7.13.123. При відкриванні замірного люка, замірюванні рівня, відбиранні проб працівник не повинен ставати з підвітряного боку по відношенню до замірного люку.

7.13.124. Для обслуговування дихальних та запобіжних клапанів, люків та іншої арматури, які розташовані на даху резервуара, повинні бути влаштовані металічні площадки, з’єднані між собою переходами завширшки не менше 0,6 м. Площадки і переходи повинні мати перила.

Ходити безпосередньо по даху резервуара при його обслуговуванні забороняється.

7.13.125. На резервуарах, які не мають перильного огородження по всьому обводу даху, біля місця виходу зі сходів на даху резервуара повинна бути змонтована площадка з перилами висотою не менше 1 м і нижнім бортом висотою не менше 15 см. Якщо верхня площадка змонтована поза дахом, то вона по краю повинна бути огороджена перилами. Замірний люк, замірний пристрій та інша арматура повинні знаходитись на огородженій площадці.

7.13.126. Дихальна арматура, встановлена на даху резервуара, повинна відповідати проектному надлишковому тискові і вакууму.

7.13.127. Резервуари, до яких при мінусовій температурі навколишнього повітря надходять нафта, вода з температурою вище 0°С, оснащуються дихальними клапанами, які не примерзають.

7.13.128. Не допускається монтаж резервуарів місткістю понад 10000 м³ рулонним методом.

7.13.129. Вертикальні шви першого пояса стінки резервуара не повинні бути розташовані між приймально-роздавальними патрубками; шви приварювання окремих елементів обладнання повинні розташовуватися не ближче 500 мм один від одного та від вертикальних з'єднань стінки, не ближче 200 мм від горизонтальних з'єднань.

7.13.130. Кожен окремо розташований резервуар (або групу резервуарів) необхідно обгороджувати суцільним земляним валом, розрахованим на номінальний об’єм рідини, яка розлилася з резервуара (у випадку групи резервуарів - з найбільшого резервуара).

Обвалування резервуарного парку повинно підтримуватися в справному стані.

У межах обвалування не допускається наявність сухої трави та ґрунту, просоченого нафтопродуктами.

7.13.131. Розміщення засувок усередині обвалування не допускається, крім запірних і корінних, встановлених безпосередньо біля резервуара і призначених для обслуговування лише цього резервуара.

Колодязі і камери керування засувками слід розташовувати з зовнішнього боку обвалування.

7.13.132. Фундамент (відмостки) резервуара повинен захищатися від розмивання поверхневими водами, для чого необхідно забезпечити постійне відведення вод по каналізації до очисних споруд.

7.13.133. Скидання забруднень після зачищення резервуарів до каналізації не допускається. Стічні води, які утворюються при зачищенні резервуарів, відводяться по тимчасово прокладених трубопроводах до шламонакопичувачів для відстоювання.