1.1. Експлуатацію, ремонт і відновлення магістральних нафтопроводів слід проводити відповідно до вимог РД 39-30-114-78 "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов", затвердженого Міннафтопромом СРСР 14.12.78 (далі - РД 39-30-114-78), РД 39-30-499-80 "Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов", затвердженого Міннафтопромом СРСР 31.12.80 (далі - РД 39-30-499-80), РД 39-30-295-79 "Руководство по очистке магистральных нефтепроводов", затвердженого Міннафтопромом СРСР 10.12.78 (далі - РД 39-30-295-79), РД 39-110-91 "Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах", затвердженого Міннафтогазпромом СРСР 29.10.91 (далі - РД 39-110-91), НАПБ А.01.001-2004, НАПБ В.01.021-97/510 та чинного законодавства.
1.2. Охоронна зона МН повинна відповідати вимогам Правил охорони магістральних трубопроводів.
1.3. Підприємства магістральних нафтопроводів зобов'язані систематично контролювати технічний стан лінійної частини магістральних нафтопроводів та своєчасно усувати виявлені дефекти.
1.4. У підрозділах підприємств магістральних нафтопроводів повинні бути розроблені відповідно до чинного законодавства плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій та організоване проведення навчально-тренувальних занять з обслуговувальним персоналом з ліквідації імовірних аварійних ситуацій, передбачених ПЛАС, згідно із затвердженим графіком.
1.5. Для забезпечення надійної та безпечної роботи лінійної частини МН підприємства магістральних нафтопроводів та їх підрозділи зобов'язані:
- проводити спорудження, реконструкцію та ремонт магістрального нафтопроводу спеціалізованими будівельно-монтажними організаціями чи підрозділами згідно з проектом, що отримав позитивну експертну оцінку, та здійснювати ефективний технічний нагляд за ходом спорудження, ремонту чи реконструкції магістральних нафтопроводів;
- забезпечувати прийняття об'єктів магістральних нафтопроводів в експлуатацію у встановленому порядку;
- здійснювати систематичні візуальні обстеження лінійної частини нафтопроводів;
- виконувати періодичні обстеження лінійної частини з використанням технічних засобів (засобів внутрішньої та зовнішньої діагностики тощо);
- виконувати технічне обслуговування лінійної частини нафтопроводів у встановлених обсягах та в установлені терміни;
- своєчасно виконувати ремонтно-профілактичні роботи;
- своєчасно виводити з експлуатації дільниці магістральних нафтопроводів, що не відповідають вимогам безпеки;
- періодично інформувати землекористувачів та територіальні органи виконавчої влади про місцезнаходження магістральних нафтопроводів та режим охоронних зон, контролювати стан охоронних зон та безпеку виконання робіт в них;
- забезпечувати надійну роботу засобів активного та пасивного захисту магістральних нафтопроводів від корозії;
- забезпечувати своєчасне запобігання аваріям та ліквідацію їх на лінійній частині магістральних нафтопроводів.
1.6. Комплекси робіт з візуального огляду та обстеження лінійної частини МН із застосуванням технічних засобів, технічного обслуговування, поточного та капітального ремонту виконуються відповідно до вимог нормативних документів.
1.7. Періодичність та обсяги візуальних оглядів лінійної частини встановлюються підприємствами магістральних нафтопроводів залежно від специфічних умов експлуатації магістральних нафтопроводів та регламентуються відповідними документами нормативно-технічного характеру.
1.8. Обстеження лінійної частини магістральних нафтопроводів з застосуванням технічних засобів здійснюються відповідно до Програм обстеження та на основі Методик обстеження технічного стану та стану безпеки магістральних нафтопроводів із застосуванням відповідних технічних засобів (внутрішньотрубних дефектоскопів, засобів зовнішньої діагностики тощо), що розробляються підприємствами.
1.9. Періодичність обстеження лінійної частини магістральних нафтопроводів з застосуванням технічних засобів визначається підприємством магістральних нафтопроводів залежно від конкретних умов експлуатації.
1.10. На потенційно небезпечних дільницях магістральних нафтопроводів в доповнення до обстеження із застосуванням технічних засобів повинно виконуватися щорічне контрольне шурфування для візуальної та інструментальної оцінки стану ізоляційного покриття та металу труб.
До потенційно небезпечних належать:
- дільниці з підвищеною корозійною активністю ґрунтів (кислі ґрунти, солончаки тощо);
- дільниці з порушенням охоронної зони, що загрожують безпечній життєдіяльності населення;
- дільниці, де виявлений прогресуючий корозійний знос труб.
1.11. Позачергові обстеження дільниць лінійної частини з застосуванням технічних засобів повинні проводитися:
- якщо в процесі експлуатації виявлена розгерметизація зварних стиків чи їх розриви;
- у разі виникнення наскрізних корозійних дефектів;
- у разі перерв у роботі засобів електрохімзахисту або зниження значень захисного потенціалу нижче мінімально допустимих понад один місяць у зонах впливу блукливих струмів і понад 6 місяців - в інших випадках.
1.12. Виявлені дефекти, що несумісні з подальшою безпечною експлуатацією магістральних нафтопроводів і загрожують виникненню аварійної ситуації, повинні ліквідовуватись у максимально короткий термін.
1.13. Виявлені потенційно небезпечні дефекти лінійної частини повинні фіксуватися в паспорті магістрального нафтопроводу. На основі даних періодичних обстежень експлуатаційні служби повинні контролювати динаміку розвитку виявлених потенційно небезпечних дефектів і, у випадку їх прогресування, ужити заходів щодо визначення залишкового ресурсу безпечної експлуатації або ліквідації дефекту.
1.14. Дефектні зварні стики, наскрізні корозійні та механічні пошкодження та інші дефекти, що несумісні з подальшою безпечною експлуатацією магістральних нафтопроводів ремонтуються, як правило, вирізанням дефектних ділянок і вварюванням котушок. Допускаються й інші методи і технології ремонту та відновлення несучої здатності труб, що отримали позитивну експертну оцінку та відповідний дозвіл Держгірпромнагляду.
1.15. Траса магістральних нафтопроводів повинна позначатися на місцевості знаками закріплення траси висотою 1,5 - 2,0 м, установленими на відстані, як правило, 1 км один від одного. Ці знаки повинні мати єдину нумерацію.
1.16. На перетинах магістральних нафтопроводів із шосейними дорогами, залізничними коліями, газопроводами та іншими інженерними комунікаціями повинні встановлюватися відповідні знаки і попереджувальні плакати про місцезнаходження нафтопроводу з зазначенням адреси і номера телефону найближчої НПС чи АВП.
1.17. Уздовж траси магістральних нафтопроводів повинен бути передбачений проїзд для машин аварійно-відновлювальної служби.
1.18. Запірна арматура на магістральному нафтопроводі повинна мати:
- нумерацію відповідно до технологічної схеми;
- покажчики положень "Відкрито" і "Закрито";
- запобіжні пристрої (ланцюги, замки) проти випадкового відкривання.
1.19. Запірна арматура на трасі магістрального нафтопроводу повинна огороджуватися, а ворота огорожі та кришки колодязів закриватися на замок. Огорожа запірної арматури повинна мати попереджувальні написи.
1.20. У місцях приєднання до нафтопроводу дренажних кабелів катодних і дренажних установок на вимірювальних колонах повинні бути встановлені знаки з написом "Дренажний кабель".
1.21. При обході траси магістрального нафтопроводу і після повернення персонал повинен повідомляти диспетчера РНУ (ЦДП) чи оператора НПС про своє місцезнаходження.
1.22. За необхідності прокладання трубопроводів в тунелях слід дотримуватись спеціально розроблених для цього правил і норм, у тому числі:
1.22.1. Експлуатація магістральних нафтопроводів, прокладених у тунелях, дозволяється при концентрації парів і газів, що не перевищує ГДК у повітрі робочої зони.
1.22.2. Щоразу перед початком робіт, а також після перерви, відповідальний керівник повинен перевіряти справність телефонного зв'язку.
До робіт у тунелі люди можуть бути допущені тільки після усунення всіх виявлених неполадок систем зв'язку.
1.22.3. Монтаж і ремонт нафтопроводів у тунелі необхідно проводити згідно з проектом та за письмовим дозволом, затвердженим головним інженером підприємства МН або його підрозділу.
1.22.4. При роботі у тунелі повинна бути передбачена його вентиляція. На кожного працюючого повинно надходити не менше 6 м3/хв. при швидкості не більше 6 м/с.
1.22.5. Гнучкі кабелі, що перебувають під напругою, повинні бути розтягнуті й підвішені.
1.22.6. По закінченні роботи пересувних механізмів гнучкий кабель необхідно відключити на найближчому розподільному пункті.
1.23. Ліквідація аварій на магістральних нафтопроводах
1.23.1. Усі роботи з ліквідації аварій необхідно виконувати відповідно до ПЛАС для даного об'єкта (ділянки), складеного з урахуванням вимог НПАОП 0.00-4.33-99, НПАОП 0.00-5.12-01, РД 39-110-91.
1.23.2. Посадова особа, відповідальна за ліквідацію аварій, визначається ПЛАС.
1.23.3. Відповідальний за виконання робіт з ліквідації аварій зобов'язаний:
- установити попереджувальні знаки на підході до аварійної ділянки, огородити місце розливу нафти червоними прапорцями (сигнальними стрічками), а в темний час - світловими сигналами, освітивши аварійну ділянку;
- виставити пости в місцях перетину аварійної ділянки нафтопроводу з залізничними та шосейними дорогами;
- визначити безпечне розміщення техніки й місця відпочинку і харчування працівників.
1.23.4. На місці виконання аварійних робіт повинні знаходитися:
- пожежна автоцистерна чи цистерна місткістю не менше 1500 л, заповнена розчином піноутворювача, з пожежною мотопомпою;
- повстина чи азбестове полотно - 2 од.;
- вогнегасники та відра - по 10 од.;
- лопати та ломи - по 5 од.;
- аптечка з медикаментами і перев'язувальні засоби.
Усі працівники, зайняті ліквідацією аварії, повинні уміти користуватись первинними засобами пожежогасіння і надавати першу допомогу.
В особливо небезпечних випадках (великий розлив нафти) необхідно виставляти пожежні пости з числа добровільної пожежної дружини або особового складу пожежної охорони.
1.23.5. При обстеженні траси нафтопроводу з метою виявлення місць його пошкодження і розливу нафти необхідно дотримуватись таких вимог:
- при добрій видимості траси (у світлу пору) транспортні засоби слід зупиняти не ближче 100 м від місця розливу нафти (з навітряного боку); подальшу розвідку повинен проводити персонал АВП у складі не менше двох осіб, що дотримуються заходів пожежної безпеки;
- при поганій видимості розвідку траси повинна здійснювати група не менше ніж з трьох осіб. Інтервал між групою і транспортними засобами визначає старший групи; у всіх випадках інтервал повинен бути не менше 10 м;
- при виявленні ознак розтікання нафти група повинна негайно подати сигнал зупинки транспортних засобів і продовжити подальшу розвідку району розливу.
1.23.6. Група, що здійснює контрольний огляд траси, регулярно доповідає про стан траси черговому диспетчеру РНУ (ЦДП) чи оператору НПС. При відсутності витоку нафти група повертається тільки з дозволу диспетчера.
1.23.7. При виявленні місця витоку нафти на поверхню підходити до нього слід тільки з навітряного боку. Якщо за характером місцевості або в ході роботи це неможливо, то слід застосовувати фільтрувальний протигаз.
1.23.8. Аварійні автомобілі, спецтехніку і засоби радіозв'язку необхідно розташовувати з навітряного боку відносно розлитої нафти на відстані не ближче 30 м. Автомобілі і спецтехніку слід розміщувати з урахуванням можливості швидкого і безпечного їх маневрування.
1.23.9. Технічні засоби, що безпосередньо не беруть участі у аварійних роботах, повинні розташовуватися не ближче ніж за 100 м від межі зони розливу нафти.
1.23.10. Зону розливу нафти слід огороджувати червоними сигнальними прапорцями (сигнальними стрічками), а в темний час - світильниками у вибухозахищеному виконанні та знаками безпеки з написами: "Забороняється користуватись відкритим вогнем", "Забороняється курити", "Обережно! Нафта" і т. д.
Поблизу населених пунктів, залізниць, шосейних доріг зона розливу нафти (до повного її збирання) повинна охоронятись спеціально виставленими постами. За необхідності слід забезпечити об'їзд ділянок доріг на небезпечному зближенні з зоною розливу нафти та попередити про це чергового диспетчера РНУ (ЦДП) чи оператора НПС.
1.23.11. Якщо виявлене місце ушкодження трубопроводу залите нафтою, її слід видалити відкачувальними засобами, закачавши в нафтопровід чи у тимчасовий земляний амбар. При розтіканні нафти необхідно обвалувати зону розливу та не допускати її потрапляння у водойми і населені пункти. В окремих випадках дозволяється проводити термічну обробку забруднених нафтою територій з вжиттям відповідних заходів щодо нерозповсюдження вогню за межі території, що обробляється.
1.23.12. Пуск і зупинку насоса, що перекачує нафту з зони розливу в амбар чи обвалування, слід виконувати дистанційно.
1.23.13. Електроживлення насоса слід виконувати у вибухозахищеному виконанні, а його експлуатацію проводити відповідно до вимог НПАОП 40.1-1.21-98 та інших нормативно-технічних документів.
1.23.14. Площадку для проведення аварійних робіт необхідно спланувати, зрізати валик, засипати нерівності, прибрати сніг, очистити від нафти, яку слід вивезти за межі вогненебезпечної зони не менше ніж на 50 м. На слабких ґрунтах і топких місцях настил необхідно виконувати з колод або брусків, шпал, інвентарних щитків і сланей.
1.23.15. Паралельно з підготовкою площадки необхідно запобігти розтіканню нафти. Спорудження обвалування слід починати з понижених місць та з боку населених пунктів, водойм, лісових масивів, доріг.
1.23.16. Земляний амбар (обвалування) для збору нафти повинен влаштовуватися на відстані не менше 50 м від ремонтного котловану.
1.23.17. Для запобігання розливу нафти з земляного амбару (обвалування) слід дотримуватись таких вимог:
- відстань від дзеркала нафти до верху обвалування повинна бути не менше 50 см;
- висота валу повинна бути не більше 1,5 м, ширина по верху - не менше 50 см;
- крутизна ухилів валу повинна бути не більше 45°;
- у нижній частині обвалування необхідно влаштовувати дренаж.
1.23.18. До початку земляних робіт необхідно позначити на місцевості розташування підземних комунікацій (кабелів, газопроводів).
1.23.19. Розміри ремонтного котловану повинні забезпечувати вільне проведення усіх видів робіт при ліквідації аварії (центрування труб, зварювання неповоротних стиків, протикорозійну ізоляцію). Глибина котловану залежить від глибини закладення нафтопроводу і повинна бути не менше ніж на 0,5 - 0,6 м нижче труби. Котлован повинен мати не менше двох виходів з ухилом не більше 30° або з ухилом 1:3, облаштованих драбинами.
1.23.20. Вогневі роботи при ліквідації аварії необхідно виконувати з урахуванням вимог НПАОП 0.00-5.12-01 і цих Правил.
1.23.21. Глиняні тампони та інші герметизувальні пристрої в нафтопроводі повинні щільно перекривати переріз і забезпечувати повну герметизацію ділянки, що ремонтується. Слід застосовувати пристосування для трамбування глини з матеріалу, що не дає іскор при ударах об трубу.
1.23.22. Після набивання тампонів необхідно провести аналіз повітря робочої зони на вміст горючих газів і парів для визначення можливості проведення вогневих робіт.
Виконання зварювальних робіт допускається за умови концентрації горючих парів і газів в повітрі робочої зони (на дільниці нафтопроводу між герметизувальними тампонами), що не перевищує граничнодопустимої вибухової концентрації, яка становить 5 % від НКМПП (для нафти в об'ємних частках 0,07 % чи 2,1 мг/л).
1.23.23. Перед початком вогневих робіт котлован провітрюється чи вентилюється переносним вентилятором, після чого береться проба повітря робочої зони. До вогневих робіт можна приступати, якщо вміст парів і газів у повітрі не буде перевищувати: сірководню у суміші з вуглеводнями - 3,0 мг/м3, граничних вуглеводнів - 300 мг/м3.
Якщо вогневі роботи продовжуються кілька днів і не виключена можливість раптового витоку газів і парів, то перед їх початком, і щогодини під час їх виконання необхідно контролювати стан повітряного середовища в ремонтному котловані. При цьому вміст парів нафти і газів у повітрі робочої зони не повинен перевищувати ГДК за санітарними нормами. Аналіз слід проводити після кожної перерви і за наявності ознак газів і парів нафти в робочій зоні. Рекомендоване застосування газоаналізатора безперервної дії.
1.23.24. У разі перевищення в повітрі робочої зони вмісту газу чи парів нафти понад 5 % НКМПП вогневі роботи повинні негайно припинятися, а працівники повинні бути виведені з небезпечної зони.
При виявленні небезпечних концентрацій газів необхідно:
- вийти з загазованої зони;
- зупинити всі роботи, крім робіт з ліквідації загазованості;
- сповістити безпосереднього керівника робіт чи диспетчера;
- обмежити загазовану зону знаками безпеки з урахуванням напрямку вітру.
Роботи можуть бути відновлені після усунення причин загазованості.
1.23.25. Вирізку технологічних "вікон" необхідно проводити спеціальним різальним пристроєм без застосування відкритого вогню. При цьому необхідно запобігати утворенню іскор і падінню вирізаного фрагмента труби в трубопровід.
1.23.26. Звільняти трубопровід від нафти через з'єднання запірної арматури не дозволяється.
1.23.27. При заповненні відремонтованого трубопроводу нафтою тиск слід збільшувати поступово і рівномірно, постійно контролюючи покази приладів.
1.23.28. Під час підвищення тиску в нафтопроводі необхідно: вести спостереження за станом відремонтованої ділянки на відстані не ближче 50 м; не допускати руху транспорту і перебування людей поблизу відремонтованої ділянки.
1.24. Ліквідація аварій на нафтопроводі з нафтою з підвищеним умістом сірководню
1.24.1. Роботи з ліквідації аварії на нафтопроводах, що транспортують нафту з підвищеним умістом сірководню, належать до газонебезпечних і виконуються за нарядом-допуском.
1.24.2. При ремонті нафтопроводу, який транспортує нафту з підвищеним умістом сірководню, слід застосовувати фільтрувальні чи ізолювальні протигази згідно з ГОСТ 12.1.005-88.
Вхід у робочу зону можливий тільки з дозволу відповідального за ліквідацію аварії в протигазі та в ЗІЗ, одягнутих за межами небезпечної зони.
1.24.3. Керівник підприємства магістральних нафтопроводів відповідає за своєчасне забезпечення об'єктів відповідними ЗІЗ ОД. Відповідальність за наявність ЗІЗ ОД на місці виконання ремонтних чи аварійних робіт, їх правильне зберігання і застосування покладаються на відповідального керівника робіт.
1.24.4. Концентрацію сірководню у повітряному середовищі слід контролювати переносним газоаналізатором. Покази приладів слід заносити до журналу контролю повітряного середовища із зазначенням дати і часу відбору проб. Журнал повинен перебувати в начальника зміни (ділянки) чи служби (лабораторії).
1.24.5. При виявленні витоку нафти з підвищеним умістом сірководню необхідно:
- припинити земляні роботи і заглушити двигуни технічних засобів, що працюють поблизу;
- персоналу надягти фільтрувальні протигази і вийти з небезпечної зони;
- повідомити про виток нафти чергового диспетчера РНУ (ЦДП) чи оператора найближчої НПС (ЛВДС) і керівника робіт;
- місце розливу позначити сигнальними прапорцями, установити знаки безпеки: "Забороняється користуватись відкритим вогнем", "Забороняється курити", "Обережно! Нафта", а в темний час виставити світлові сигнальні ліхтарі у вибухозахищеному виконанні і діяти відповідно до ПЛАС.
1.24.6. Роботи в траншеї в умовах можливого виділення сірководню слід виконувати бригадою в складі не менше трьох осіб, одна з яких працює в траншеї, а двоє страхують його, перебуваючи поза траншеєю, та контролюють стан працівника. В разі потреби особи, які страхують, повинні підняти працівника з траншеї на поверхню та надати йому першу допомогу.
1.24.7. Працівники повинні бути в ізолювальних протигазах, з рятувальними поясами, надягнутими поверх спецодягу, з прикріпленими до них рятувальними мотузками, вільні кінці яких повинні перебувати у особи, яка страхує.
1.24.8. У разі розгерметизації ділянки нафтопроводу, що ремонтується, відповідальний керівник робіт повинен:
- негайно припинити роботи і знеструмити технологічне устаткування;
- вивести з небезпечної зони працівників;
- зупинити перекачування і вжити заходів щодо недопущення розливу нафти в напрямку населених пунктів.
1.24.9. При виявленні свищів чи плям нафти на ділянці нафтопроводу, що ремонтується, усі роботи необхідно припинити і терміново вжити заходів щодо усунення ушкоджень.
1.24.10. У разі руйнування стінки труби при заварюванні каверн (дефектів з утратами металу) відповідальний керівник робіт зобов'язаний негайно вивести працівників з небезпечної зони, дати команду надягти протигази, повідомити оператора НПС чи чергового диспетчера РНУ (ЦДП) і до приїзду АВБ діяти згідно з ПЛАС.
1.24.11. За межами робочої зони розміщується резервна бригада з трьох осіб, оснащена комплектом ЗІЗ. У разі потреби резервна бригада забезпечує евакуацію потерпілих з робочої зони і бере участь у виконанні робіт.
1.24.12. При ліквідації аварії відповідальний керівник повинен установити черговість роботи бригад у небезпечній зоні.
1.24.13. Група патрулювання, крім знаків безпеки та вішок для позначення місця розливу нафти, повинна мати переносний прилад контролю вмісту сірководню в повітрі і протигази.
1.24.14. При вмісті сірководню в повітрі вище ГДК група патрулювання повинна надягти ізолювальні протигази і продовжувати роботи з визначення місця розливу нафти.
1.24.15. Перед проведенням планових робіт (установленням трійника, патрубка, засувки, відводу та ін.), пов'язаних з розгерметизацією нафтопроводу, необхідно: