13.5.14. У приміщеннях, насичених парами аміаку, обслуговувальний персонал повинен користуватись фільтрувальними протигазами.
13.5.15. Для змазування компресорів холодильної станції повинні використовуватись лише масла, які передбачені в інструкціях підприємств-виробників. Масло з масловіддільників необхідно періодично перепускати в маслозбірники, з яких після відсмоктування парів холодоагенту через віддільники рідини масло спрямовується на регенерацію. Випускання масла безпосередньо з апаратів (посудин) не дозволяється.
13.5.16. Повітря та інші гази, які не конденсуються, повинні виділятись з системи холодильної станції через спеціально встановлений апарат.
13.5.17. При зупинці холодильної станції на довгий період (більше 10 днів) холодоагент необхідно відкачати на склад. Подачу води до конденсаторів, холодильників, масловіддільників і оболонки компресорів необхідно припинити, воду злити.
13.5.18. Турбодетандерний агрегат необхідно негайно зупинити з відключенням від газопроводу і випуском газу з технологічних комунікацій у випадку:
а) зупинки технологічної лінії УКПГ;
б) виникнення сильної вібрації;
в) гідравлічного удару;
г) появи металевого стуку в агрегаті;
ґ) розриву технологічного газопроводу високого тиску;
д) падіння рівня і тиску масла нижче допустимого;
е) відхилення параметрів газу вище встановлених верхніх і нижніх граничних величин;
є) припинення подачі електроенергії на УКПГ;
ж) виникнення пожежі.
13.6. Вимоги до промислових трубопроводів
13.6.1. Проектування, будівництво та експлуатація промислових трубопроводів повинні здійснюватися відповідно до вимог будівельних норм "Проектирование промысловых стальных трубопроводов" (ВСН 51-3-85), "Ведомственные строительные нормы. Строительство промысловых трубопроводов. Технология и организация" (ВСН 005-88), "Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка" (ВСН 006-88), "Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I, часть II (формы документации и правила ее оформления в процессе сдачи-приемки)" (ВСН 012-88), "Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция" (ВСН 008-88), "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-85), Правил будови і безпечної експлуатації трубопроводів для горючих, токсичних і зріджених газів (ПУГ-69), затверджених Держгіртехнаглядом СРСР від 05.03.71 (НПАОП 60.3-1.15-71), та нормативних документів "Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа" (РД 39-0147103-344-86), "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10.0 МПа (100 кгс/см2)" (РД 38.13.004-86).
13.6.2. Сталеві підземні трубопроводи повинні бути захищені від ґрунтової корозії згідно з проектом. Необхідність захисту від ґрунтової корозії промислових трубопроводів - шлейфів визначається відповідно до пункту 10.3 ВСН 51-3-85.
13.6.3. Технологічні трубопроводи надземної прокладки, по яких транспортуються вологі гази чи пластова вода, повинні мати теплову ізоляцію та обладнуватись обігрівальними пристроями (теплосупутниками). Допускається не виконувати теплоізоляцію трубопроводу вологого газу у випадку добавляння в нього інгібітору.
13.6.4. Трубопроводи для транспортування пластових рідин і газів повинні бути стійкими до очікуваних механічних, термічних напруг (навантажень) і хімічного впливу. Трубопроводи повинні бути захищені від зовнішньої і внутрішньої корозії та зсування земляних мас.
13.6.5. Труби нафтогазоконденсатопроводів повинні з'єднуватись зварюванням. Фланцеві і різьбові з'єднання допускаються лише в місцях приєднання запірної арматури, регуляторів тиску та іншої апаратури, а також контрольно-вимірювальних приладів.
На початку та в кінці кожного трубопроводу необхідно встановлювати запірні пристрої для екстреного виведення трубопроводів з експлуатації.
13.6.6. До зварювання стиків трубопроводів допускаються спеціально підготовлені зварники, атестовані в порядку, передбаченому Правилами атестації зварників, затвердженими наказом Держнаглядохоронпраці від 19.04.96 N 61, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 31.05.96 за N 262/1287 (НПАОП 0.00-1.16-96).
13.6.7. Контроль якості зварних з'єднань трубопроводів та приймання робіт повинні включати операційний і візуальний види контролю, обмірювання, перевірку зварних швів методами неруйнівного контролю, а також механічні випробування. Використання приладів (джерел іонізуючого випромінювання) для проведення радіографічного контролю має здійснюватись за умови наявності ліцензії на здійснення діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання, з дотриманням Вимог та умов безпеки (ліцензійних умов) провадження діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання, затверджених наказом Держатомрегулювання України від 02.12.2002 N 125, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 17.12.2002 за N 978/7266 (НП 306.5.05/2.065-02) та Основних санітарних правил забезпечення радіаційної безпеки України, затверджених наказом Міністерства охорони здоров'я України від 02.02.2005 N 54, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 20.05.2005 року за N 552/10832 (ДСП 6.177-2005-09-02).
13.6.8. У місцях перетинання нафтогазоконденсатопроводами доріг, водних перешкод, ярів, залізничних колій, на кутах поворотів, технологічних вузлах нафтогазоконденсатопроводів виставляються знаки з попереджувальними написами. Зазначені проектні рішення повинні бути включені в ПЛАС, затверджений керівником підприємства.
13.6.9. Ділянки трубопроводів у місцях перетинання з автошляхами і залізницями повинні бути укладені в захисні кожухи зі сталевих труб, обладнані відповідно до вимог нормативних документів наведених у підпункті 13.6.1 пункту 13.6 глави 13 розділу VI цих Правил.
13.6.10. Не дозволяється прокладання наземних і підземних нафтогазоконденсатопроводів через населені пункти.
13.6.11. Профіль прокладки повинен бути самокомпенсованим або трубопроводи обладнуються компенсаторами, кількість і тип яких визначаються розрахунком та вказуються в проекті.
13.6.12. У районах, де можуть виникнути зсуви земляних мас під впливом природно-кліматичних 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, у гірських умовах необхідно передбачити прокладання трубопроводів у лотках для максимальної утилізації можливих аварійних викидів вуглеводнів і зниження техногенного впливу на навколишнє середовище.
13.6.13. Запірну арматуру на трубопроводах необхідно відкривати і закривати повільно, щоб уникнути гідравлічного удару.
13.6.14. 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.
13.6.15. 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, установлення арматури і приладів, катодних виводів, підготовки технічної документації на об'єкт, який випробовується).
13.6.16. Продування і випробування нафтогазозбірних трубопроводів необхідно здійснювати відповідно до проектної документації і технологічного регламенту.
13.6.17. Способи випробування та очищення порожнини трубопроводів встановлюються проектною організацією в робочому проекті, проекті виробництва робіт.
13.6.18. Перед початком продування і випробування трубопроводу газом або повітрям повинні бути визначені і позначені знаками небезпечні зони, у яких заборонено перебувати людям під час зазначених робіт.
13.6.19. При продуванні трубопроводу мінімальні відстані від місця випуску газу до споруд, залізниць і шосейних доріг, ліній електропередачі, населених пунктів визначаються згідно з табл. 1 цих Правил.
Таблиця 1
Зони безпеки при очищенні і випробуванні трубопроводів повітрям і газом
| Умовний діаметр трубопроводу, мм | Протяжність небезпечної зони при очищенні порожнини в обидва боки від трубопроводу, м | Протяжність небезпечної зони при очищенні порожнини в напрямку вильоту йоржа чи поршня, м | Протяжність небезпечної зони при випробуванні в обидва боки від трубопроводу, м |
| До 300 | 40 | 600 | 100 |
| Від 300 до 500 | 60 | 800 | 150 |
| Від 500 до 800 | 60 | 800 | 200 |
| Від 800 до 1000 | 100 | 1000 | 250 |
| Від 1000 до 1400 | 100 | 1000 | 250 |
13.6.20. При гідравлічних випробуваннях та видаленні води з трубопроводів після випробувань повинні бути встановлені небезпечні зони (табл. 2), які необхідно позначити на місцевості попереджувальними знаками.
Таблиця 2
Зони безпеки при гідравлічних випробуваннях трубопроводів
| Діаметр трубопроводу, мм | Протяжність небезпечної зони при тиску випробування 82,5 кгс/см2в обидва боки від осі трубопроводу, м | Протяжність небезпечної зони при тиску випробування 82,5 кгс/см2у напрямку можливого відриву заглушки від торця трубопроводу, м | Протяжність небезпечної зони при тиску випробування понад 82,5 кгс/см2в обидва боки від осі трубопроводу, м | Протяжність небезпечної зони при тиску випробування понад 82,5 кгс/см2у напрямку можливого відриву заглушки від торця трубопроводу, м |
| До 100 | 50 | 500 | 80 | 800 |
| Від 100 до 300 | 75 | 600 | 100 | 900 |
| Від 300 до 500 | 75 | 800 | 100 | 1200 |
| Від 500 до 800 | 75 | 800 | 100 | 1200 |
| Від 800 до 1000 | 100 | 1000 | 150 | 1500 |
| Від 1000 до 1400 | 100 | 1000 | 150 | 1500 |
13.6.21. Не дозволяються продування та випробування трубопроводів газом, який вміщує сірководень.
13.6.22. Пневматичні випробування трубопроводів (заново побудованих) необхідно здійснювати повітрям або інертним газом; пневматичні випробування трубопроводів, що раніше транспортували вуглеводневі вибухонебезпечні середовища, - інертним газом або середовищем, що транспортується.
13.6.23. Для спостереження за станом трубопроводу під час продування або випробування повинні виставлятись чергові пости, які зобов'язані:
а) вести спостереження за закріпленою за ними ділянкою трубопроводу;
б) не допускати перебування людей, тварин та руху транспортних засобів у небезпечній зоні і на дорогах, закритих для руху при випробуванні наземних або підземних трубопроводів;
в) негайно повідомляти керівнику робіт про всі обставини, які перешкоджають проведенню продування і випробування або створюють загрозу для людей, тварин, споруд і транспортних засобів, що перебувають поблизу трубопроводу.
Обхідники обходять трасу після зниження тиску доРроб.
13.6.24. Підведення інертного газу або пари до трубопроводів для продування необхідно проводити за допомогою знімних ділянок 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.
13.6.25. Перед введенням трубопроводу в експлуатацію необхідно провести витиснення з трубопроводу повітрягазомтиском не більше 2 кгс/см 2 у місці його подачі. Після закінчення витіснення повітря газом, що виходить з газопроводу, вміст кисню в газі не повинен перевищувати 1 %.
13.6.26. Не допускається на території охоронної зони нафтогазопроводів улаштування каналізаційних колодязів та інших, не передбачених проектом, заглиблень, за винятком тих, що виконуються при ремонті або реконструкції за планом виробництва робіт.
13.6.27. Планова періодичність і обсяги обстежень трубопроводів встановлюються нафтогазовидобувним підприємством з урахуванням властивостей середовища, що транспортується,умов його транспортування і швидкості корозійних процесів, але не рідше одного разу на чотири роки. Обстеження трубопроводів проводяться також після надзвичайних випадків (землетруси, зсуви тощо).
Основні результати обстежень трубопроводів повинні бути відображені в технічному паспорті.
13.6.28. Експлуатація трубопроводів повинна здійснюватись при параметрах, що не перевищують передбачені проектом.
13.6.29. Не дозволяється 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.
13.6.30. Спуск у колодязі та інші заглиблення на території охоронної зони обхідника під час профілактичних оглядів нафтогазопроводів не дозволяється. У разі необхідності спуску слід виконувати вимоги глави 10 розділу IV цих Правил.
13.6.31. Періодичний контроль стану ізоляційного покриття трубопроводів проводиться існуючими методами діагностування, які дозволяють виявляти ушкодження ізоляції без розкриття ґрунту, за графіком, затвердженим керівником підприємства.
13.7. Резервуарні парки
13.7.1. 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.
13.7.2. 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.
13.7.3. При обслуговуванні і ремонті резервуарів з-під нафти, нафтопродуктів та конденсату дозволяється використовувати лише переносні світильники у вибухозахищеному виконанні.
13.7.4. Отвір замірного люка по внутрішньому діаметру повинен бути обладнаний кільцем з матеріалу, який не дає іскор під час руху замірної стрічки.
13.7.5. При відкриванні замірного люка, замірюванні рівня, відбиранні проб працівник не повинен ставати з підвітряного боку по відношенню до замірного люка.
13.7.6. Для обслуговування дихальних та запобіжних клапанів, люків та іншої арматури, які розташовані на даху резервуара, повинні бути влаштовані металеві 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 не дозволяється.
13.7.7. 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 1,1 м і нижнім бортом висотою не менше 0,10 м. Якщо верхня площадка змонтована поза дахом, то вона по краю повинна бути огороджена перилами. Замірний люк, замірний пристрій та інша арматура повинні розміщуватись на огородженій площадці.
13.7.8. Дихальна арматура, встановлена на даху резервуара, повинна відповідати проектному надлишковому тискові і вакууму.
13.7.9. Резервуари, до яких при мінусовій температурі навколишнього повітря надходять нафта, вода з температурою вище 0° C, оснащуються дихальними клапанами, які не примерзають.
13.7.10. Не дозволяється монтаж резервуарів місткістю понад 10000 м3рулонним методом.
13.7.11. 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.
13.7.12. Кожен окремо розташований резервуар (або групу резервуарів) необхідно огороджувати суцільним земляним валом, розрахованим на номінальний об'єм рідини, яка розлилася з резервуара (у випадку групи резервуарів - з найбільшого резервуара).
Обвалування резервуарного парку повинно підтримуватись у справному стані.
У межах обвалування не допускається наявність сухої трави та ґрунту, просоченого нафтопродуктами.
13.7.13. Не дозволяється розміщення засувок усередині обвалування, крім запірних і корінних, установлених безпосередньо біля резервуара і призначених для обслуговування лише цього резервуара.
Колодязі і камери керування засувками необхідно розташовувати з зовнішнього боку обвалування.
13.7.14. Фундамент (відмостки) резервуара повинен захищатися від розмивання поверхневими водами, для чого необхідно забезпечити постійне відведення вод по каналізації до очисних споруд.
13.7.15. Не дозволяється скидання забруднень після зачищення резервуарів до каналізації. Стічні води, які утворюються при зачищенні резервуарів, відводяться по тимчасово прокладених трубопроводах до шламонакопичувачів для відстоювання.
13.7.16. Конструкція резервуарів, їх взаємне розташування і відстані між окремими резервуарами та групами резервуарів повинні відповідати вимогам будівельних норм "Проектування складів нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа" зі зміною N 1, затвердженою наказом Держкомнафтогазпрому України від 24.12.99 N 136-а (ВБН В.2.2-58.1-94).
13.7.17. При спорудженні РВС відповідно до вимог будівельних норм "Резервуари вертикальні сталеві для зберігання нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа", що затверджені наказом Держкомнафтогазпрому України (ВБН В.2.2-58.2-94) необхідно провести:
а) контроль якості зварних з'єднань резервуарів;
б) гідравлічні випробування;
в) перевірку горизонтальності зовнішнього контуру днища;
г) перевірку геометричної форми стінки резервуара.
13.7.18. Резервуари, що знаходяться в експлуатації, забезпечуються:
а) технічним паспортом резервуара;
б) технічним паспортом на понтон;
в) градуювальною таблицею резервуара;
г) технологічною картою резервуара;
ґ) журналом поточного обслуговування;
д) схемою нівелювання основи;
е) схемою блискавкозахисту і захисту резервуара від проявів статичної електрики;
є) виконавчою документацією на будівництво резервуара.
13.7.19. Резервуари, що експлуатуються, підлягають періодичному обстеженню, діагностуванню, що дозволяє визначити необхідність та вид ремонту, а також залишковий термін служби резервуара.
13.7.20. Діагностування здійснює спеціалізована організація, яка має дозвіл Держгірпромнагляду на цей вид діяльності.
13.7.21. Не дозволяється одночасне виконання операцій з відключення діючого резервуара та включення резервного (порожнього).
13.7.22. Швидкість наповнення чи спорожнення резервуара не повинна перевищувати нормативної пропускної здатності дихальних клапанів.
13.7.23. Розташування прийомного трубопроводу резервуара повинно забезпечувати подачу конденсату під рівень рідини.
Не дозволяється подача конденсату в резервуар падаючим струменем.
14. Факельні системи
14.1. Вимоги цього розділу поширюються на факельні системи об'єктів облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ.
14.2. Облаштування факельних систем здійснюється відповідно до вимог Правил будови і безпечної експлуатації факельних систем, затверджених Держгіртехнаглядом СРСР 13.06.84 (НПАОП 23.2-1.02-84).
14.3. На підприємствах, що експлуатують факельні системи, повинні бути складені і затверджені інструкції з їх безпечної експлуатації.
14.4. Для контролю за роботою факельних систем наказом по підприємству призначаються відповідальні особи з числа інженерно-технічних працівників, які пройшли перевірку знань щодо будови та безпечної експлуатації факельних систем.
14.5. Комплектність факельних систем, конструкція обладнання і оснащення, що входять до їх складу, умови експлуатації повинні відповідати в частині скидання та спалювання вуглеводневих нафтових і природних газів та парів вимогам НПАОП 23.2-1.02-84.
14.6. Факельну установку необхідно розташовувати з урахуванням рози вітрів, мінімальної довжини факельних трубопроводів і з урахуванням допустимої густини теплового потоку.
14.7. Територія навколо факельного стовбура, а також споруджень факельної установки повинна бути спланована, до них повинен бути забезпечений під'їзд.
14.8. Територія навколо факельного стовбура в радіусі його висоти, але не менше ніж 30 м відгороджується і позначається. В огородженні повинні бути обладнані проходи для персоналу і ворота для проїзду транспорту. Кількість проходів має дорівнювати числу факельних стовбурів, причому шлях до кожного стовбура повинен бути найкоротшим.
14.9. Усе обладнання факельної установки, крім обладнання факельного стовбура, розміщується поза огородженням.
14.10. Не дозволяється улаштовувати колодязі, приямки та інші заглиблення у межах огородженої території.
14.11. Факельні колектори і трубопроводи повинні бути мінімальної довжини і мати мінімальне число поворотів. Основний спосіб прокладення трубопроводів - надземний на опорах або естакадах. В обґрунтованих випадках допускається підземне прокладання трубопроводів.
14.12. Колектори і трубопроводи факельних систем повинні мати теплову ізоляцію і (або) на них повинні бути встановлені обігрівальні супутники для запобігання конденсації і кристалізації речовин у факельних системах.