Системи промислового та міжпромислового збору нафти та газу. Підготовка нафти та газу до транспортування

Загальні вимоги

7.13.1. Об’єкти і технологічні процеси видобування, збирання, підготовки нафти і газу, їх технічне оснащення, вибір систем керування і регулювання, місця розміщення засобів контролю, керування і протиаварійного захисту повинні враховуватися в проектах облаштування і забезпечувати безпеку обслуговуючого персоналу та населення.

7.13.2. Система збирання нафти і газу повинна бути закритою, а гирла нагнітальних, спостережних і видобувних свердловин - герметичними.

7.13.3. Система автоматизації збору, промислового і міжпромислового транспорту і підготовки природного газу та газового конденсату повинна передбачати:

а) автоматичне відключення окремого обладнання, технологічної лінії, установки, свердловини при аварійних відхиленнях робочого тиску від максимально допустимого для обладнання;

б) системи введення інгібіторів корозії та інших пристроїв для забезпечення можливості реалізації антикорозійних заходів, передбачених технологічними регламентами;

в) дистанційну аварійну зупинку технологічної лінії установки з пульта оператора і переключення технологічних потоків у факельну лінію або аварійну місткість;

г) дистанційний контроль технологічних параметрів і реєстрацію основних параметрів технологічного процесу;

д) автоматичне регулювання тиску середовища в технологічному обладнанні при відхиленнях параметрів технологічного процесу;

е) автоматичну сигналізацію аварійних параметрів технологічного процесу (тиск, температура та ін.) з подачею попереджувальних сигналів оповіщення на місце встановлення датчиків та пульт оператора;

ж) контроль стану повітряного середовища на об'єктах.

7.13.4. Скидати в атмосферу гази, що містять сірководень та інші шкідливі речовини, без нейтралізації або спалювання забороняється.

Забороняється вивітрювання в атмосферу газу, що утворюється при стабілізації газового конденсату та розгазуванні пластової води.

7.13.5. На об'єктах збору і підготовки нафти і газу, насосних і компресорних станціях повинна бути технологічна схема, затверджена технічним керівником підприємства, з зазначенням номерів засувок, апаратів, напрямків потоків, що відповідають їх нумерації в технологічній схемі. Технологічна схема є частиною плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій.

Технологічна схема УКПГ та масштабні плани комунікацій УКПГ повинні щорічно перевірятися на відповідність фактичному стану, коригуватись у разі внесення змін та доповнень та перезатверджуватись головним інженером підприємства.

Технологічна схема повинна бути вивішена в операторній.

7.13.6. Зміни до технологічного процесу, схеми, регламенту, апаратурного оформлення та системи протипожежного захисту можуть вноситись лише за наявності нормативно-технічної та проектної документації, погодженої з організацією-розробником технологічного процесу і проектною організацією-розробником проекту.

Реконструкція, заміна елементів технологічної схеми без наявності затвердженого проекту не допускаються.

7.13.7. Обладнання, що контактувало із сірковміщуючою нафтою, сірковміщуючим природним газом та сірковміщуючим газовим конденсатом і не використовується в діючій технологічній схемі, повинне бути відключене, звільнене від продукту, промите (пропарене), заповнене інертним середовищем та ізольоване від діючої схеми встановленням заглушок. Встановлення заглушок фіксується в журналі встановлення-зняття заглушок.

7.13.8. За наявності в продукції, технологічних апаратах, резервуарах та інших місткостях сірководню або можливості утворення шкідливих речовин при пожежах, вибухах, порушенні герметичності місткостей та інших аварійних ситуаціях персонал повинен бути забезпечений необхідними засобами індивідуального захисту від впливу цих речовин.

Обладнання для збору і підготовки нафти, газу і конденсату

7.13.9. Обладнання для збору нафти, газу і конденсату повинне відповідати вимогам стандартів і технічних умов на їх виготовлення, монтуватися відповідно до проектів та діючих норм технологічного проектування.

7.13.10. Технологічні апарати УКПГ, на які поширюються вимоги ДНАОП 0.00-1.07-94, повинні експлуатуватися згідно з вимогами цього ДНАОП.

7.13.11. В закритих приміщеннях технологічних установок електричні датчики систем контролю і керування технологічним процесом повинні бути у вибухозахищеному виконанні і розраховуватись на використання в умовах вібрації, утворення газових гідратів, відкладень парафіну, солей та інших речовин або встановлюватися в умовах, що виключають прямий контакт із продукцією свердловин.

7.13.12. Технологічні трубопроводи і арматура фарбуються і забезпечуються попереджувальними знаками та написами відповідно до вимог ГОСТ 12.4.026-76 та ДНАОП 1.1.23-8.02-01. На трубопроводи наносяться стрілки, що вказують напрямок руху середовища, яке транспортується.

Насосні, компресорні станції, блочно-комплектні насосні станції

7.13.13. Приміщення насосних і компресорних станцій повинні бути виконані відповідно до вимог будівельних норм і правил.

7.13.14. Резервні насоси повинні знаходитись у постійній готовності до пуску. Насоси, що перекачують сірчисті продукти, повинні бути заповнені рідиною, яка перекачується, щоб уникнути утворення пірофорних відкладень.

7.13.15. Конструкція насосів і їх обв’язка для перекачування токсичних і горючих рідин повинна передбачувати повне звільнення і дегазацію від залишків цих продуктів перед розбиранням насосів при зупинці їх на ремонт. Обв’язка насосів повинна забезпечувати звільнення їх від продукту в дренажну місткість, що знаходиться поза приміщенням насосної.

7.13.16. Для перекачування легкозаймистих і шкідливих рідин необхідно застосовувати насоси, що виключають пропуск продукту.

7.13.17. На пульті керування насосної станції з перекачування легкозаймистих, горючих та шкідливих речовин повинні бути встановлені прилади, що дозволяють контролювати тиск, витрату, температуру підшипників насосних агрегатів і стан повітряного середовища в приміщенні.

7.13.18. Блоки насосних агрегатів, які перекачують рідкі вуглеводні та інші вибухопожежонебезпечні продукти, повинні мати обладнання для їх автоматичного аварійного відключення у випадках нагрівання до температури самозаймання продукту.

7.13.17. В місцях проходження валів, трансмісій і трубопроводів через стіни, які відділяють приміщення з небезпечними і шкідливими виділеннями від інших приміщень, повинні встановлюватись сальники та інше обладнання, яке запобігає розповсюдженню цих виділень.

7.13.18. На викидній лінії поршневого насосу повинні бути встановлені манометр і запобіжний клапан, а на викидній лінії відцентрового насосу – манометр і зворотний клапан.

7.13.19. Ззовні будинку насосної на всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах повинні бути встановлені запірні органи.

7.13.20. При запусканні і зупиненні насосу необхідно перевірити відкриття і закриття відповідних засувок. Забороняється запуск поршневих і плунжерних насосів при закритій засувці на нагнітальній лінії.

Запуск парових насосів дозволяється лише після спускання парового конденсату і прогріву парових циліндрів.

7.13.21. Для заміни насос, який підлягає ремонту, необхідно від’єднати від двигуна, відключити від трубопроводів засувками з встановленням заглушок і звільнити від продукту в дренажну місткість.

7.13.22. Засоби контролю стану повітряного середовища повинні знаходитись у справному стані, а їх працездатність перевіряється не рідше одного разу на місяць.

7.13.23. Обладнання, встановлене у вибухонебезпечних зонах, повинно бути у вибухозахищеному виконанні.

7.13.24. Всі ремонтні роботи в вибухонебезпечних приміщеннях необхідно виконувати інструментом, який виготовлено з металу, що не дає при ударі іскор. Забороняється використання сталевих інструментів.

7.13.25. Газокомпресорні станції повинні бути обладнані:

а) приладами контролю за технологічними параметрами (тиск, витрати, температура та ін.) продукту, який транспортується;

б) системою приладів з діагностики компресорного обладнання (вібрація, температура підшипників та ін.);

в) системою контролю повітряного середовища в приміщенні компресорної;

г) системою вентиляції;

д) блокуваннями зупинки компресора при порушенні технологічних параметрів, загазованості повітряного середовища, несправності вентиляційної системи;

е) пультами керування в компресорному приміщенні та в операторній залі;

ж) системою радіо- або телефонного зв'язку;

з) системою автоматичного пожежогасіння згідно з НАПБ Б.06.004-97 та додатком 10 НАПБ 01.035-97.

7.13.26. Промислові (дотискувальні) компресорні станції на об'єктах видобування природного газу, крім вимог пункту 7.13.25, обладнуються:

а) автоматизованою системою регулювання роботи обладнання в заданих параметрах;

б) автоматизованою системою аварійного розвантаження обладнання з подачею технологічних середовищ до системи утилізації;

в) автоматичними установками пожежогасіння та установками пожежної сигналізації;

г) системою аварійного оповіщення і зв'язку.

Рівень автоматизації компресорних станцій повинен забезпечувати реєстрацію основних технологічних параметрів, включаючи:

* тиск, витрату, температуру середовища, що перекачується;

* стан повітряного середовища в приміщенні (концентрацію вибухонебезпечних і шкідливих речовин);

* аварійний сигнал.

7.13.27. Рознімні з’єднання компресорів та їх газопроводів необхідно систематично перевіряти на герметичність відповідно до термінів, встановлених інструкцією з експлуатації заводу-виробника.

7.13.28. Забороняється залишати працюючі компресори, крім повністю автоматизованих, без нагляду осіб, які їх обслуговують.

Установки комплексної підготовки газу, групові та газозбірні пункти.

7.13.29. На установках комплексної підготовки газу повинна бути наступна документація:

· проектна та виконавча документація;

· інструкція з охорони праці по професіях та видах робіт, з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку;

· протоколи перевірки знань з охорони праці та безпечного ведення робіт;

· технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин;

· правила пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимі роботи;

· правила аварійної зупинки УКПГ;

· план локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій;

· графік перевірки запобіжних клапанів;

· журнал контролю якості газу, що подається в магістральний газопровід чи в міжпромислові газозбірні колектори;

· паспорт на посудини, що працюють під тиском;

· акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів;

· масштабні плани комунікацій УКПГ (шлейфи, газозбірні колектори, технологічні трубопроводи та ін.) з точними прив’язками;

· перелік ерозійнонебезпечних місць та корозійнонебезпечних дільниць технологічної обв’язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;

· акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;

· акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів;

· графіки ПЗР технологічних трубопроводів;

· технологічна схема УКПГ.

7.13.30. Для установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд тощо повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти.

7.13.31. Персонал, що експлуатує технологічне обладнання УКПГ, зобов’язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіх технологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.

7.13.32. Газопроводи установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд тощо повинні відповідати вимогам, які ставляться до трубопроводів першої категорії (при Ру £ 10 МПа).

7.13.33. УКПГ та інші установки повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами.

7.13.34. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну місткість, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше 1 години.

Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищеним та осушеним.

7.13.35. УКПГ повинні мати систему осушення, підігрівання і інгібування газу. Гідратні пробки в газопроводі, арматурі, обладнанні, приладах слід ліквідувати введенням інгібіторів-розчинників, пари, гарячої води, зниженням тиску в системі.

Використання для обігріву обладнання відкритого вогню забороняється.

7.13.36. Не допускається встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами та технологічними апаратами (чи трубопроводами) і факельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів “робочий + резервний” з блокувальним пристроєм, що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарату.

7.13.37. Продувальні лінії рівнемірних пристроїв технологічних апаратів повинні бути обв’язані в дренажну систему.

7.13.38. У разі застосування на УКПГ корозійноактивного інгібітору гідратоутворення (наприклад – на основі хлористого кальцію) повинен бути встановлений посилений контроль за ерозійним зношенням технологічних комунікацій в ерозійнонебезпечних місцях.

7.13.39. Скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів повинно здійснюватися виключно у факельний колектор. Забороняється скидання газу в атмосферу.

7.13.40. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.

Забороняється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. В цьому випадку здійснюється заміна запобіжного клапану після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарату.

Скидання газу з запобіжних клапанів повинно здійснюватись виключно в факельну систему.

7.13.41. У технологічному регламенті установок вказується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.

7.13.42. Не допускається подача в магістральний газопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам ТУ У 320.00158764.033-2000 “Гази горючі природні, що подаються в магістральні газопроводи”.

7.13.43. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.

7.13.44. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлюючих пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуального захисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.

Наприкінці продувки повинен здійснюватись аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% (об’ємний).

Витіснення повітря в факельний колектор забороняється.

7.13.45. Забороняється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.

7.13.46. Відбір проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ повинен виконуватись за допомогою пробовідбірників, розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Забороняється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше одного разу на шість місяців.

7.13.47. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, і гранично допустимих параметрів.

Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.

7.13.48. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.

7.13.49. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу.

7.13.50. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, установленому виробничими інструкціями.

7.13.51. Ревізія КВПіА, а також блокувальних і сигналізувальних пристроїв повинна проводитись за графіками, складеними відповідно до Положення про планово-попереджувальний ремонт контрольно-вимірювальних приладів і засобів автоматики, затвердженими технічним керівником підприємства, і реєструватись у спеціальних журналах.

7.13.52. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках.

При встановленні обладнання необхідно передбачувати:

а) основні проходи в місцях постійного перебування працюючих, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) шириною не менше 2 м;

б) основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок тощо, і апаратів з щитами керування, місцевих контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць, шириною не менше 1,5 м;

в) проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів не менше 0,8 м;

г) проходи між насосами шириною не менше 0,8 м;

д) проходи біля віконних отворів, які доступні з рівня підлоги або площадки, шириною не менше 1 м.

Мінімальні розміри для проходів встановлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, включаючи фундаменти, ізоляцію, огородження та інше додаткове устаткування.

7.13.53. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).

7.13.54. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі при наявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції.

Забороняється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.

Для щозмінного контролю граничнодопустимих концентрацій шкідливих речовин у виробничих приміщеннях повинні застосовуватися переносні газоаналізатори.

Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.

7.13.55. УКПГ повинна бути забезпечена дієздатними засобами пожежогасіння в об’ємах, передбачених проектом.

Не допускається експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння (насосні конденсату та інш.), у разі недієздатності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів та інш.).

7.13.56. Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 м² площі приміщення.

7.13.57. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.

7.13.58. Забороняється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:

· при їх експлуатації понад встановлений заводом-виготовлювачем термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;

· при розгерметизації технологічного апарату;

· при несправних запобіжних клапанах;

· при несправних чи не задіяних регулюючих пристроях, в т.ч. систем автоматичного дренування рідини з апаратів;

· при несправній відключаючій запірній арматурі;

· при несправних чи незадіяних передбачених проектом засобах КВПіА;

· при вилученні з технологічної обв’язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів;

· без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою;

· з запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений термін;

· з несправною чи незадіяною системою автоматичного дренування рідини з апаратів (якщо вона передбачена проектом);

· експлуатація газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення (в т. ч., з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення);

· з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні.

7.13.59. УКПГ повинна бути аварійно зупинена у випадках:

· аварії на газопроводі-підключенні до магістрального газопроводу;

· виникнення відкритого фонтану на свердловині;

· аварійних розривів шлейфів газових свердловин, газозбірного колектору чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ;

· пожежі на промплощадці УКПГ.

Додаткові вимоги до установок низькотемпературної сепарації газу

7.13.60. Територія установки повинна бути обгороджена і позначена попереджувальними знаками.

7.13.61. Не допускається застосування запірної арматури для створення дросель-ефекту при низькотемпературній сепарації газу.

7.13.62. На газосепараторах, а за необхідності і на інших посудинах, встановлюється не менше двох запобіжних пристроїв, кожен з яких повинен забезпечувати безаварійну роботу апарата.

7.13.63. Запобіжні пристрої на конденсатозбірнику повинні бути встановлені у верхній частині апарата.

7.13.64. Газ, що скидається запобіжними пристроями, повинен відводитись на факел (свічу), що встановлений за межами території установки або на відстані не менше 25 м від огородження.

7.13.65. Забороняється розігрівати гідратну пробку в трубопроводі або апараті без відключення його від загальної системи і під тиском.

7.13.66. На трубопроводах паливного газу перед пальниками вогневих підігрівачів і регенераторів повинні бути встановлені манометр, а також робочий і контрольний вентилі з продувальною лінією між ними, яка обладнана запірним пристроєм.

7.13.67. На трубопроводі інертного газу або паропроводі для продувки камер згоряння і змійовика при зупинках вогневих підігрівників і регенераторів повинні бути встановлені зворотні клапани і по дві запірні засувки, між якими повинен встановлюватись кран для продування.

7.13.68. Для розпалювання пальників вогневі підігрівники і регенератори повинні мати запальники.

7.13.69. Конструкція трубчастої печі вогневого підігріву продукту повинна передбачати підведення пари або інертного газу для продувки камери згоряння і змійовика.

7.13.70. Камери згоряння печі, димоходи повинні обладнуватись системою пожежогасіння. Вентилі трубопроводів пожежогасіння необхідно розташувати на відстані не менше 10 м від печі.

7.13.71. Всі роботи в приміщеннях, де виділяються пари метанолу та їх вміст перевищує ГДК, повинні проводитись з використанням фільтруючих протигазів.

7.13.72. Місткості і метанольниці повинні заповнюватись метанолом передавлюванням газу або за допомогою насосів при повній герметизації процесу.

7.13.73. Залишки метанолу з метанольниць повинні відкачуватись в закриту місткість (бачок); забороняється продувати їх в атмосферу. Всі роботи з метанолом необхідно проводити згідно з НАОП 1.1.23-5.14-75.

7.13.74. В приміщеннях, насичених парами аміаку, обслуговуючий персонал повинен користуватись фільтруючими протигазами.

7.13.75. Для змазування компресорів холодильної станції повинні використовуватись лише масла, які передбачені в інструкціях заводів-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) забороняється.

7.13.76. Повітря та інші гази, які не конденсуються, повинні виділятись з системи холодильної станції через спеціально встановлений апарат.

7.13.77. При зупинці холодильної станції на довгий період (більше 10 днів) холодоагент необхідно відкачати на склад. Подачу води до конденсаторів, холодильників, масловіддільників і оболонок компресорів необхідно припинити, воду злити.

7.13.78. Турбодетандерний агрегат необхідно негайно зупинити з відключенням від газопроводу і випуском газу із технологічних комунікацій у випадку:

а) зупинки технологічної лінії установки комплексної підготовки газу (УКПГ);

б) виникнення сильної вібрації;

в) гідравлічного удару;

г) появи металічного стуку в агрегаті;

д) розриву технологічного газопроводу високого тиску;

е) падіння рівня і тиску масла нижче допустимого;

ж) відхилення параметрів газу вище встановлених верхніх і нижніх граничних величин;

з) припинення подачі електроенергії на УКПГ;

и) виникнення пожежі.

7.13.79. Для ліквідації гідратів можуть використовуватись наступні методи:

а) закачування інгібітору перед місцем утворення і безпосередньо в зону утворення гідратів;

б) інтенсивне зовнішнє підігрівання місць утворення гідратів за допомогою трубопровідних коаксіальних електропідігрівачів, установок парогенераторних пересувних (УПП);

в) подача гарячого агенту безпосередньо в гідратну пробку;

г) зниження тиску з обох боків гідратної пробки нижче тиску розкладу гідратів з наступною продувкою на свічу.

Вимоги до промислових трубопроводів

7.13.80. Проектування, будівництво та експлуатація промислових трубопроводів повинні здійснюватися відповідно до вимог ВСН 51-3-85, ВСН 005-88, ВСН 006-89, ВСН 012-88, ВСН 008-88, СНіП 2.05.06-85, ДНАОП 0.00-1.15-71 та РД 39-0147103-344-86.

7.13.81. Сталеві підземні трубопроводи повинні бути захищені від ґрунтової корозії згідно з проектом. Не допускається експлуатація підземних трубопроводів з захисним потенціалом системи активного захисту від корозії нижчим за проектний потенціал.

7.13.82. Технологічні трубопроводи надземної прокладки, по яких транспортуються вологі гази чи пластова вода, повинні мати теплову ізоляцію та обладнуватись обігрівальними пристроями (теплосупутниками).

7.13.83. 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 (за необхідності) та зсування земляних мас.

Допускається застосування пластмасових трубопроводів за погодженням з Держнаглядохоронпраці України.

7.13.84. Виготовлення пластмасових труб для нафтогазопромислових трубопроводів повинно здійснюватись на підприємствах, що мають дозвіл Держнаглядохоронпраці на цей вид діяльності.

7.13.85. 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 слід встановлювати запірні пристрої для екстреного виведення трубопроводів з експлуатації.

7.13.86. До зварювання стиків трубопроводів допускаються спеціально підготовлені зварники, атестовані в порядку, передбаченому ДНАОП 0.00-1.16-96.

7.13.87. Контроль якості зварних з'єднань трубопроводів здійснюється відповідно до вимог діючих нормативних документів. Контроль якості та прийом робіт повинні включати операційний і візуальний види контролю, обмірювання, перевірку зварних швів методами неруйнівного контролю, а також механічні випробування.

7.13.88. Траси нафтогазоконденсатопроводів (за кожною ниткою окремо) повинні бути закріплені на місцевості знаками закріплення трас.

7.13.89. У місцях перетинання нафтогазоконденсатопроводами доріг, водних перешкод, ярів, залізничних колій, на кутах поворотів, технологічних вузлах нафтогазоконденсатопроводів необхідно виставляти знаки з попереджувальними написами. Зазначені проектні рішення повинні бути включені в ПЛАС, затверджений керівником підприємства.

7.13.90. Ділянки трубопроводів у місцях перетинання з автошляхами і залізницями повинні бути укладені в захисні кожухи зі сталевих труб, обладнані відповідно до вимог нормативних документів за п.7.13.80 даних Правил.

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