2. Линейная часть нефтепровода

2. Линейная часть нефтепровода

Трасса

2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят:

собственно трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами пуска и приема очистных устройств;

установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

линии и сооружения технологической связи, телемеханики и КИП;

сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним;

линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимзащиты;

защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.

2.2. Земельные участки для линейной части магистральных нефтепроводов предоставляются на постоянное и временное пользование в соответствии с "Нормами отвода земель для магистральных нефтепроводов".

Земельные участки, отводимые в постоянное пользование, определяются проектом и оформляются в постоянное пользование в установленном порядке.

Земельные участки, предоставляемые во временное пользование (на период строительства или ремонта), должны быть возвращены землепользователям после окончания и приемки указанных работ в соответствии с действующим законодательством.

2.3. Отвод земель для магистральных нефтепроводов производится на основании постановлений советов министров союзных и автономных республик, либо решений исполнительных комитетов Советов народных депутатов в порядке, установленном законодательством Союза ССР и союзных республик.

2.4. К моменту сдачи нефтепровода в эксплуатацию сельскохозяйственные земли или лесные угодья, нарушенные при строительстве или ремонтах магистральных нефтепроводов и других работах, связанных с нарушением почвенного покрова, согласно "Основам земельного законодательства Союза ССР и союзных республик", а также действующим строительным нормам и правилам должны быть приведены согласно заранее составленному и утвержденному проекту рекультивации нарушенных земель в состояние, пригодное для использования их по назначению.

2.5. Проект рекультивации нарушенных земель должен соответствовать требованиям "О рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ" и предусматривать на сельскохозяйственных угодиях снятие плодородного слоя почв и перемещение его во временный отвал перед началом работ по строительству или ремонту магистральных трубопроводов и возвращение плодородного слоя на место после окончания работ.

Кроме этого, проект рекультивации земель должен предусматривать работы по удалению всех временных устройств и сооружений, уборке строительного мусора, удалению слоя почв в местах загрязнения нефтепродуктами и другими веществами, ухудшающими состояние почвы, засыпке и выравниванию всех ям, котлованов и траншей.

2.6. Трасса подземных нефтепроводов через каждый километр и в местах поворота трассы закрепляется в натуре постоянными знаками высотой 1,5-2 м, которые должны указывать ось нефтепровода, километр и пикет трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации.

Знаки, как правило, совмещаются с катодными выводами.

Кроме того, на трассе должны быть знаки границ обслуживания, предупредительные знаки с запрещением остановки на пересечениях нефтепровода с автодорогами, железными дорогами, у колодцев линейных задвижек, сборников нефти и в других опасных местах согласно "Правилам охраны магистральных трубопроводов".

Помимо постоянных знаков у каждого линейного ремонтера и в машинах линейной службы должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения мест утечек нефти, ремонтируемых участков, мест размыва нефтепровода и т.п.

2.7. При эксплуатации нефтепроводов расстояния до близлежащих строений, промышленных и гражданских сооружений от оси нефтепровода (охранные зоны) должны быть не менее установленных строительными нормами и правилами "Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования".

2.8. Минимальные расстояния от оси подземных магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций до населенных пунктов, промышленных предприятий, отдельных зданий и сооружений определяются СНиП "Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования".

На остальных участках трассы магистральных нефтепроводов для обеспечения надежных условий эксплуатации и исключения повреждений их устанавливаются охранные зоны в виде полосы земли, ограниченной линиями, проходящими в 50 м (на землях сельскохозяйственного назначения в 25 м) от оси трубопровода с каждой стороны.

2.9. Для нефтеперекачивающих станций, баз приема и отгрузки нефти, пунктов подогрева, станций смешения нефти и т.п. территориальных объектов охранная зона ограничивается замкнутой линией, отстоящей от границ объектов на расстоянии 100 м.

2.10. Охранная зона магистрального нефтепровода должна быть отражена в картах землеустроителя и землепользователя.

2.11. В охранной зоне магистральных нефтепроводов и их объектов запрещается:

возводить какие-либо постройки и сооружения, кроме сооружений, оговоренных СНиП и согласованных с УМН (ПОМН);

производить всякого рода горные, карьерные, строительные, монтажные и взрывные работы;

сооружать линии связи других министерств и ведомств, воздушные и кабельные электросети и различные трубопроводы;

располагать полевые станы, загоны для скота, коновязи, складировать корма и удобрения, скирдовать сено и солому, устраивать стоянки машин, устраивать стрельбища, разводить костры, выделять участки под сады, сооружать проезды и переезды и др.;

бросать якоря, устраивать причалы, выделять рыболовные угодья, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

производить земляные работы на глубину более 0,3 м и планировку грунта землеройными машинами.

В отдельных случаях производство указанных работ допускается при условии предварительного согласования в каждом отдельном случае с УМН (ПОМН) и принятия необходимых мер безопасности.

В любых случаях размещение производственных, общественных и жилых зданий (включая домики садоводческих кооперативов) и складов сгораемых материалов не допускается.

2.12. В охранной зоне магистральных нефтепроводов посторонним лицам запрещается производить всякого рода действия, которые могут нарушить их нормальную эксплуатацию, в частности, производить засыпку и поломку замерных и сигнальных знаков, открывать двери и люки необслуживаемых усилительных пунктов, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств.

2.13. Земли, входящие в охранную зону магистральных нефтепроводов, не подлежат изъятию у землепользователей и используются ими при обязательном выполнении требований, предусмотренных в пунктах 2.11 и 2.12 настоящих Правил, в порядке, определяемом райисполкомами и горисполкомами, по согласованию с предприятиями, в ведении которых находятся магистральные нефтепроводы.

2.14. УМН, РУМН, ЛПДС, в ведении которых находятся магистральные нефтепроводы, разрешается:

устройство шурфов для проверки качества изоляции нефтепроводов и определения степени износа средств электрохимзащиты;

при авариях на магистральных нефтепроводах, проходящих через лесные массивы, - вырубка деревьев с последующим оформлением в установленном порядке лесорубочных билетов и очисткой мест рубки от порубочных остатков.

В случаях аварии на нефтепроводе эксплуатирующая организация (ЛПДС, НПС, ОАВП, АВП) немедленно приступает к ее ликвидации с одновременным уведомлением близлежащих предприятий и организаций.

2.15. При совпадении охранной зоны магистральных трубопроводов с полосой отвода железных и автомобильных дорог, ЛЭП и других объектов земли, находящиеся в границах такого совпадения, используются заинтересованными сторонами по согласованию между собой, с соблюдением установленных для эксплуатации этих сооружений правил.

2.16. Условия выполнения сельскохозяйственных работ над трубопроводами и в охранной зоне устанавливаются УМН (ПОМН) и направляются в исполкомы Советов народных депутатов.

2.17. Для производства плановых ремонтных работ на нефтепроводе должен быть оформлен в соответствии с п. 2.2 настоящих Правил временный отвод земель вдоль трассы нефтепровода, а также на участках подъездов к ней (временных дорог) и местах размещения временных баз и складов.

2.18. О сроках производства плановых и аварийных ремонтных работ землепользователи данного участка охранной зоны вдоль трассы нефтепровода должны быть своевременно уведомлены.

2.19. Возмещение убытков землепользователям при производстве технического обслуживания, плановых и аварийных ремонтов нефтепровода производится в установленном порядке.

2.20. К любой точке трассы магистрального нефтепровода должна быть обеспечена возможность подъезда транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения аварийно-ремонтных работ, при этом должны максимально использоваться дороги общего пользования.

2.21. Объезд естественных и искусственных препятствий (овраги, небольшие речки, ручьи и т.д.), встречающихся на трассе нефтепровода, осуществляется по существующим дорогам общего пользования, а там, где их нет, должны быть сделаны земляные насыпи с водоспуском для проезда транспорта и аварийной техники.

2.22. В исполнительную документацию магистрального нефтепровода своевременно должны вноситься изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечения нефтепровода трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивные изменения объектов линейной части нефтепровода.

2.23. Трасса магистрального нефтепровода в пределах 3 м от оси крайнего нефтепровода, должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем безопасном противопожарном состоянии.

2.24. По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепровода.

Фактическая глубина заложения нефтепровода должна контролироваться на непахотных землях не реже одного раза в 5 лет, на пахотных - один раз в год. Контроль производится через 500 м по длине и в характерных точках (низины, овраги и др.).

На участках с глубиной заложения нефтепровода менее 0,8 м до верха образующей трубы должны предусматриваться дополнительные меры по обеспечению его сохранности.

Оголение нефтепровода, провисание и другие нарушения не допускаются. При их наличии участки нефтепровода подвергаются капитальному ремонту и заглубляются в соответствии с требованиями СНиП.

2.25. Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепроводов должны предусматриваться соответствующие мероприятия: организация стока поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.

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

2.26. Для нефтепроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги и ручьи, обязательно устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

2.27. При пересечении нефтепроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток ее вдоль трубопровода.

2.28. Для участков магистральных нефтепроводов, пролегающих вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже трубопровода на расстоянии от него менее 500 м при диаметре 700 мм и менее и ближе 1000 м при диаметре более 700 мм, при строительстве и очередном капитальном ремонте с заменой труб должны быть предусмотрены мероприятия:

отнесение участков к категории "В";

установка при необходимости дополнительной запорной арматуры.

Собственно трубопровод

2.29. К собственно трубопроводу относится конструкция изолированного трубопровода с запорной арматурой и смонтированными непосредственно на трубопроводе устройствами и приспособлениями.

2.30. Трубопровод должен быть защищен от почвенной коррозии и блуждающих токов противокоррозионными покрытиями и системой электрохимзащиты.

2.31. Работоспособность трубопровода и его арматуры, изоляционного покрытия, устойчивость к внутренней коррозии должны быть обеспечены при проектировании, строительстве и эксплуатации из расчета возможности перекачки нефти с температурой до плюс 40°С.

Для "горячих" нефтепроводов (с температурой перекачиваемой нефти более плюс 40°С) в проекте должны быть предусмотрены специальные мероприятия, обеспечивающие работоспособность изоляционных покрытий и устойчивость трубопровода.

2.32. Воздушные переходы, их опоры и детали, а также другие подвергающиеся атмосферной коррозии наземные сооружения нефтепровода должны быть защищены от атмосферной коррозии в соответствии со СНиП "Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования".

Покрытие должно периодически восстанавливаться.

2.33. Устройства для спуска воды и воздуха, штуцеры, сигнализаторы, устройства для отбора проб и т.п. элементы на трубопроводе должны иметъ съемные заглушки, коверы, ограждения и обозначены на поверхности земли предупредительными знаками.

2.34. Для замера давления на нефтепроводе должны устанавливаться манометры:

у каждой линейной задвижки с обеих сторон;

на обоих концах каждой нитки перехода через водные преграды до и после арматуры;

в конечном пункте перегона между станциями у приемной задвижки технологического трубопровода;

на обеих сторонах камеры пуска и приема скребка;

в наиболее характерных точках профиля нефтепровода.

Манометры должны быть постоянно включенными.

2.35. Размещение линейной запорной арматуры на нефтепроводе должно учитывать профиль трассы, чтобы свести потери нефти при повреждениях и плановых ремонтных работах до минимума.

2.36. Арматура на нефтепроводе при ремонтных работах должна ставиться серии не ниже предусмотренной проектом с предварительным проведением ревизии и гидравлического испытания на прочность и герметичность в соответствии с ГОСТ "Задвижки на условное давление МПа (250 ). Общие технические условия" и ГОСТ "Давления условные, пробные и рабочие для арматуры и соединительных частей трубопроводов".

2.37. Материал уплотнения сальников и прокладок арматуры выбирается в зависимости от рабочей среды и ее параметров, согласно действующим стандартам и техническим условиям.

2.38. Запорная арматура на нефтепроводе должна быть ограждена, иметь нумерацию и предупредительные знаки.

2.39. Колодцы запорной арматуры должны возвышаться над поверхностью земли. Проникновение в колодцы грунтовых, паводковых вод и атмосферных осадков не допускается.

Колодцы, имеющие капитальное перекрытие, должны быть оборудованы естественной вентиляцией.

2.40. Арматура на нефтепроводах должна иметь площадки обслуживания и надписи с номерами согласно оперативной схеме, указатели направления вращения на закрытие и открытие и положения "Закрыто" - "Открыто".

2.41. При капитальном ремонте необходимо переходить от колодезной к бесколодезной установке линейной арматуры.

Переходы трубопровода

2.42. К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода со всеми сооружениями, проходящая через водные преграды.

Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспеченности.

2.43. Все подводные трубопроводы на судоходных и сплавных водных путях на обоих береговых участках должны быть закреплены створными знаками с указанием пикета в соответствия с ГОСТ "Знаки информационные внутренних водных путей. Типы, основные параметры, размеры и технические требования".

2.44. На обоих берегах перехода шириной в межень более 100 м должны быть установлены постоянные реперы, к которым должна производиться высотная привязка результатов промеров при каждом обследовании перехода. Реперы должны быть установлены в незатопляемой зоне, с учетом их сохранения при возможных разрушениях берегов и повреждений при ледоходе. При ширине реки до 100 м допускается установка одного репера.

2.45. Для сохранности подводных переходов на судоходных реках и сплавных водных путях, согласно "Правилам плавания по внутренним судоходным путям РСФСР" и "Уставу внутреннего водного транспорта СССР", в местах расположения подводных переходов должны предусматриваться информационные знаки ограждения охранной зоны. Знаки должны освещаться в ночное время в течение всего периода навигации и должны быть занесены в лоцманские карты.

Охранная зона подводного перехода устанавливается в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток нефтепроводов на 100 м с каждой стороны,

2.46. В местах переходов через судоходные и сплавные реки обязательна установка блок-постов, а на многониточных переходах - организация пунктов технического обслуживания, укомплектованных плавсредствами, приспособлениями для защиты водоемов от загрязнения нефтью (согласно "Инструкции по контролю за строительством, приемке и эксплуатации подводных переходов магистральных нефте- и продуктопроводов").

2.47. Сооружение подводного перехода и его капитальный ремонт должны производиться по проекту с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

2.48. При заполнении подводных переходов нефтью с учетом диаметра и метода заполнения должны быть предусмотрены меры, предупреждающие его всплытие: установка береговых устройств для выпуска воздуха; засыпка трубопровода в соответствии с проектом и др.

Аналогичные меры должны предусматриваться во всех случаях, когда возможно попадание воздуха в нефтепровод (при ликвидации аварии, при очистке трубопровода и т.п.).

2.49. С целью обеспечения надежности работы 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.

Трубопровод на всем протяжении подводной части должен быть заглублен в грунт не менее чем на 1 м, чтобы исключить возможность повреждения его якорями, судами, волокушами плотов и т.д.

2.50. Обследование подводной части перехода должно производиться в соответствии с "Инструкцией по контролю за строительством, приемке и эксплуатации подводных переходов магистральных нефте- и продуктопроводов" по утвержденному графику. Данные результатов обследования заносятся в паспорт перехода.

2.51. При нормальной работе трубопровода все его нитки на переходе должны находиться в работе. Не реже одного раза в год необходимо отключать нитки путем закрытия задвижек с одной стороны перехода на 2-3 суток и направлять поток нефти поочередно по каждой нитке для промывки.

При необходимости полного отключения одной нитки должны быть предусмотрены меры, предупреждающие повышение давления в трубопроводе от температурных воздействий.

2.52. На судоходных реках и двухниточных подводных переходах нефтепровода через реки должен быть составлен технический паспорт установленной формы.

2.53. Переходы через железные и автомобильные дороги I-IV категорий должны быть осуществлены в кожухах из труб диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра магистрального трубопровода. Концы кожухов должны иметь водонепроницаемые уплотнения. При эксплуатации таких переходов необходимо уделять особое внимание наблюдению за смотровыми колодцами и имеющимися устройствами для отвода нефти на случай повреждения перехода.

2.54. Воздушные переходы трубопровода через естественные препятствия (реки, ручьи, овраги) должны быть выполнены по индивидуальным проектам, в соответствии с действующими СНиП, иметь единую нумерацию и технические паспорта.

Ежегодно должна выполняться нивелировка переходов трубопровода и техническое освидетельствование строительных конструкций, опор, траверс.

На мостовые, вантовые и другие сложные переходы должны быть разработаны местные инструкции по их обслуживанию и ремонту, подготовлены лица из числа персонала ОАВП для выполнения работ на сложных переходах.

Техническое обслуживание и ремонт линейной части

2.55. При эксплуатации нефтепроводов должна быть обеспечена их работоспособность на заданном уровне путем своевременного проведения мероприятий планового технического обслуживания и ремонта согласно утвержденным регламентам работ, а также качественным выполнением восстановительных работ при неплановых ремонтах.

Для методического и организационно-технического руководства техническим обслуживанием, ремонтом и использованием линейной части на всех уровнях (Главк, УМН (ПОМН), РУМН) создаются отделы технической эксплуатации сооружений магистральных нефтепроводов, производственный по капитальному ремонту и отдел электрохимической защиты.

2.56. Для выполнения технического обслуживания и ремонта (текущего и непланового) линейной части магистральных нефтепроводов в составе РУМН (УМН) предусматривается база производственного обслуживания (БПО), ОАВП, АВП.

Капитальный ремонт линейной части осуществляется ремонтно-строительными подразделениями в составе УМН (ПОМН), РУМН.

2.57. Границы обслуживания магистральных нефтепроводов между отдельными подразделениями (НПС, АВП, ОАВП) устанавливаются РУМН по согласованию с УМН (ПОМН).

2.58. Организационная структура и состав подразделений, обслуживающих линейную часть магистрального нефтепровода, устанавливаются в соответствии с "Основными положениями по разработке и внедрению ЦСТОР".

Основными подразделениями являются:

аварийно-восстановительные пункты (АВП);

опорные аварийно-восстановительные пункты (ОАВП);

аварийно-восстановительные поезда;

специализированные аварийно-восстановительные управления (САВУ, СУПЛАВ);

2.59. На подразделения, обслуживающие линейную часть нефтепровода, возлагаются следующие обязанности:

периодический осмотр нефтепроводов и их сооружений, выявления утечек нефти и других нарушений и неисправностей;

техническое обслуживание и текущий ремонт нефтепровода, а также ликвидация отказов (аварий);

контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные препятствия;

врезка в нефтепроводы и отводы от них для подключения новых объектов, реконструкции узлов переключения, устройства перемычек и т.п.;

содержание сооружений, трассы и охранной зоны нефтепровода в состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил и норм проектирования магистральных нефтепроводов;

оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий;

поддержание в исправном состоянии табельной техники, приспособлений и другого имущества, своевременное их пополнение;

осуществление мероприятий по подготовке нефтепровода к работе в осенне-зимний период и к весеннему паводку;

проведение в установленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий с отработкой планов ликвидации аварий с целью проверки готовности техники и персонала к выполнению работ по ликвидации возможных аварий;

подготовка к эксплуатации и заполнению нефтью вновь вводимых нефтепроводов и очистка внутренней полости действующих.

2.60. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт линейной части нефтепровода, обязаны знать трассу магистрального нефтепровода, технологические схемы сооружений, устройство и работу арматуры, находящейся на обслуживаемом участке.

2.61. Ремонтно-восстановительное подразделение должно оснащаться необходимыми транспортными средствами, оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с "Табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепроводов".

2.62. Технические средства аварийно-восстановительного подразделения (транспортные и ремонтно-строительные машины и механизмы) должны иметь соответствующие надписи.

2.63. Все оборудование, транспорт и имущество линейной службы, 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.

2.64. Периодичность осмотра нефтепровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством УМН (РУМН) в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы нефтепровода и времени года.

Внеочередные осмотры производятся после стихийных бедствий, в случае обнаружения утечки нефти на трассе нефтепровода, падении давления, отсутствия баланса нефти и т.п. признаков повреждения нефтепровода.

Осмотр магистральных нефтепроводов в период подготовки к эксплуатации в осенне-зимний и послепаводковый периоды производится в соответствии с приказом УМН или вышестоящих организаций.

2.65. Обслуживание трассы воздушным транспортом выполняется в соответствии с "Основными условиями на выполнение в народном хозяйстве работ самолетами и вертолетами Министерства гражданской авиации СССР".

2.66. Задачами авиационного обслуживания может быть не только контроль состояния нефтепроводов со всеми линейными устройствами, сооружениями, зданиями, переходами и пересечениями, но и транспортировка ремонтных групп с комплексом инструментов на место производства работ, надзор за ходом строительства участков нефтепровода и НПС и др.

2.67. Организация работ по авиационному обслуживанию трассы, включая оформление договора, должна осуществляться ответственным лицом, назначенным приказом по УМН (РУМН).

На НПС, базах приема и отгрузки нефти, пунктах подогрева, станциях смешения и других необходимых местах линейной части должны быть предусмотрены вертолетные площадки, взлетно-посадочные полосы для авиатранспорта.

2.68. Результаты осмотра и все выполняемые в процессе облета операции должны фиксироваться в "Журнале наблюдений при облете трассы".

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

2.70. Техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования нефтепровода производятся аварийно-восстановительной службой по утвержденному графику, согласно утвержденному регламенту работ.

2.71. Для поддержания пропускной способности и снижения затрат на перекачку должна проводиться периодическая очистка нефтепроводов от внутренних отложений. Периодичность очистки выбирается в зависимости от интенсивности накопления отложений, на основе анализа режимов перекачки и сопоставления их с расчетными.

Очередная очистка нефтепроводов должна производиться при снижении пропускной способности не более чем на 3%.

Все работы по подготовке и проведению очистки нефтепровода должны выполняться в соответствии с "Инструкцией по очистке магистральных трубопроводов от внутренних отложений".

2.72. Виды и объемы ремонта собственно трубопровода устанавливаются на основе оценки его технического состояния по данным осмотров в шурфах, электроизмерений, анализа отказов, технических норм, требований паспортов и инструкций заводов-изготовителей, а также мероприятий по повышению надежности и безопасности эксплуатации, предусмотренных в планах УМН (ПОМН).

2.73. Для трубопровода с повышенной коррозийностью или при возрастании аварий на его участках могут быть назначены испытания на повышенное давление в соответствии с "Временными правилами испытания действующих нефтепроводов".

2.74. Капитальный ремонт нефтепроводов должен производиться в соответствии с действующими правилами капитального ремонта магистральных нефтепроводов по плану, утвержденному Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти.

2.75. Каждое УМН, РУМН должно разрабатывать и утверждать конкретный план мероприятий по обеспечению безаварийной работы нефтепровода и всех его сооружений в осенне-зимний и весенний паводковый периоды.

2.76. В плане подготовки к эксплуатации нефтепровода в зимних условиях должны быть предусмотрены:

ревизия и ремонт запорной арматуры со сменой летней смазки на зимнюю, проверка арматуры на полное открытие и закрытие, покраска;

ревизия и ремонт сальниковых уплотнений в патронах переходов через шоссейные и железные дороги для предотвращения попадания воды в патрон;

создание необходимого запаса материалов и инструментов на базисных складах и в необходимых местах трассы;

восстановление противопожарных сооружений;

перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойного транспорта нефти в зимних условиях;

промывка нефтью тупиковых и непроточных участков и арматуры;

установка указателей и вешек у колодцев и вантузов на случай заноса их снегом.

2.77. В плане мероприятий по подготовке к весеннему паводку должны быть предусмотрены:

ремонт и укрепление воздушных подводных переходов;

подготовка аварийно-ремонтной техники, замена смазки редукторов, проверка запорной арматуры на полное закрытие и открытие;

создание временных опорных пунктов в отдельных труднодоступных местах трассы нефтепровода с оснащением необходимой техникой, материалами и инструментами;

создание необходимого запаса горюче-смазочных материалов;

восстановление нагорных водоотводных канав, противопожарных сооружений, водопропускных устройств, очистка их от снега;

ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

обрубка льда в урезах рек над подводными переходами;

подготовка плавучих средств и средств сбора нефти с водной поверхности;

ремонт мостов через реки и ручьи и подготовка дорог для проезда аварийно-ремонтной техники;

назначение дежурных постов на особо ответственных местах;

приоткрытие задвижек в тупиковых участках камер скребка и других подобных местах.

Состояние канав для отвода нефти в безопасное место при аварии и ливневых вод должно проверяться два раза в год - весной и осенью.

Мероприятия по подготовке к паводку должны быть согласованы с паводковыми комиссиями при исполнительных комитетах Советов народных депутатов по месту прохождения трассы нефтепровода.

2.78. Повреждения на нефтепроводе могут быть обнаружены:

по падению давления на выходе перекачивающей станции;

по повышению нагрузки двигателей магистральных насосов;

по разнице баланса перекачки между насосными станциями;

акустическими и гидродинамическими методами;

путем использования трассирующих веществ (радиоактивные изотопы и др.);

пропуском внутри трубы специальных устройств и приборов;

визуально - периодическим осмотром трассы.

2.79. В УМН, РУМН в соответствии с "Инструкцией по составлению планов ликвидации аварий" разрабатываются планы ликвидации возможных аварий на магистральном нефтепроводе. План ликвидации аварий должен содержать:

оперативную часть, в которой предусматриваются: вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет количества выхода нефти с поврежденного участка; мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода нефти, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий; действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности; мероприятия по тушению нефти в случае ее загорания; места нахождения служб и средств для ликвидации аварий;

распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

список должностных лиц и учреждений, которые должны быть извещены об аварии, и порядок извещения.

2.80. Ликвидация аварии производится согласно утвержденной главным инженером УМН, РУМН инструкции на ликвидацию аварии на магистральном нефтепроводе.

2.81. Перед началом огневых работ поврежденный участок изолируется от газов и паров нефти с помощью герметизирующих тампонов и приспособлений. Для создания тампонов применяются глина, глиняный порошок, быстросхватывающиеся жесткие пенополиуретаны, другие средства, обеспечивающие герметизацию и безопасность работ.

2.82. На трассе нефтепровода должно быть организовано хранение аварийного запаса труб в соответствии с "Указаниями по определению аварийного запаса труб для магистральных нефте- и продуктопроводов". Трубы аварийного запаса должны быть уложены на стеллажи с ограничителями, препятствующими раскатыванию труб.

2.83. Трубы аварийного запаса должны быть очищены от ржавчины и окалины и загрунтованы снаружи и изнутри и иметь на концах заглушки.

2.84. На каждой трубе аварийного запаса должны быть нанесены белой краской длина и диаметр, толщина стенки и марка стали. В РУМН должны храниться копии сертификатов на трубы аварийного запаса.

2.85. В летний период грунтовка и надписи на трубах аварийного запаса должны быть обновлены, стеллажи отремонтированы и аварийный запас пополнен до нормы.

2.86. Трубы, применяемые для замены поврежденного участка, должны быть предварительно испытаны на давление, создающее напряжение в теле трубы, равное пределу текучести (с учетом минусового допуска по толщине стенки), с оформлением акта.