В апреле 2009 года ОАО АК «Транснефть» завершает строительство 2694 км линейной части первой очереди магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). Позади подводная траншея на реке Лене и споры с оппонентами о методах ее проходки. Впереди — участок «Скоровородино-Находка».
Основным заказчиком строительства новых нефтепроводов в России выступает ОАО «АК » Транснефть». На последних объектах компания увеличила скорость проходки с 1 км до 5-6 км сутки. Использование нового диагностического, строительного и сварочного оборудования, опытной станции для нефтеперекачки, не нуждающейся в дизельном топливе, позволяет сократить сроки реализации проекта и затраты на эксплуатацию. Прохождение по этапам проектирования до контроля работоспособности объекта становится более технологичным, надежным и эффективным.
Этап первый: строительство
Строительству магистральных нефтепроводов предшествует решение о маршруте перекачки, затем делается технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта. Далее необходимо получить положительное заключение Главгосэкспертизы Госкомитета РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу. Следующим этапом служит рабочее проектирование с одновременным отводом земель, после чего объявляется тендер и заключается контракт с подрядчиком.
Строительство трубопроводов
Подрядчик, выигравший тендер, разбивает и расчищает трассу будущего нефтепровода. В случае прохождения трассы через естественные или искуственные препятствия (водные преграды, железнодорожные пути и автомобильные дороги и т.д) в зависимости от вида препятствий, геологических условий, рельефа местности, ширины рек и типа береговых склонов при строительстве переходов МН использутся методы горизонтально-направленного бурения (ГНБ), наклонно-направленного бурения (ННБ), микротоннелирования (МТ), а также традиционный траншейный способ.
Фрагмент строительства подводного перехода МН » Пермь — Альметьевск» через р. Белая, 2005 г. (фото ОАО » Северо-Западные магистральные нефтепроводы»)
» При прохождении Лены нефтепроводом Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО) в начале 2009 года в подводную траншею опускали трубу толщиной 26 мм, — рассказали в пресс-службе АК » Транснефть» (Москва). — Стыки сваривались над поверхностью воды, потом труба опускалась под воду с определенными градусами наклона. Траншея обследовалась не только приборами, но и силами водолазов, буквально на ощупь.
Оппоненты долго упрекали » Транснефть», почему компания не проходит Лену наклонным бурением. Однако там карстовые породы, и это было технологически невыполнимо. После бурения пришлось бы бетонировать все пещеры, но после подсчета оказалось, что нужного количества бетона нет во всей Сибири. Фактически это означало бы полную остановку стройки. Технологию ННБ, конечно, тоже используем — при прохождении объектов типа железной или автодороги, не очень широкой реки».
Один из самых важных партнеров » Транснефти» — Челябинский трубопрокатный завод поставляет третью часть всего необходимого в стране объема труб для нефтепроводов. «В основном используем трубы производства Челябинского и Выксунского металлургического заводов, — говорит Владимир Брикез, начальник технического отдела ООО » Балтнефтепровод» (Санкт-Петербург). — Качество устраивает. О цене ничего не скажу, поскольку трубы закупаются » Транснефтью» большими партиями на тендерной основе, с оптовыми скидками. Мы только предоставляем заказ головной компании. Основные используемые » Транснефтью» диаметры — 1000 и 700 мм, в последнее время 1200 мм для объектов ВСТО».
Стандартная длина трубы составляет 11,4-11,7 м (на 1 км МН приходится ок. 85 стыков), ее диаметр находится в пределах 273-1420 мм. С 2004 года на площадке ЧТПЗ работает завод по производству гнутых отводов, дефицит которых ранее назад тормозил сооружение нефтепроводов.
Подготовка траншеи для укладки нефтепродуктопровода на участке «Субханкулово — Альметьевск» (фото ОАО «Транснефтепродукт»)
Нефть химически агрессивна, и кроме того, стальные трубы подвержены воздействию блуждающих электрических токов, поэтому их необходимо защитить от коррозии. Для этого используется как пассивная защита — заводская изоляция труб (внутреннее трехслойное полиэтиленовое + внешний слой эпоксидного праймера, т.е. грунтовки) и термоусаживающиеся манжеты (для наружной защиты сварных стыков), так и активная электрохимическая. Также «при использовании электрохимической защиты (ЭХЗ) получают распространение изолирующие монолитные муфты, — считает Игорь Яковлев, начальник отдела реализации компании » Трубопроводные системы и технологии» (Москва). — Они электрически отделяют защищаемый ЭХЗ трубопровод от объекта незащищаемого, заземленного или имеющего собственную систему ЭХЗ, а также секционируют трубопровод, проходящий в зонах воздействия блуждающих токов. Разработаны и применяются муфты для трубопроводов, транспортирующих нефть, воду, газ, пар и др., любых диаметров от Ѕ дюйма до 3 м. В России особенно востребованы муфты для трубопроводов 57-1420 мм. Монтаж муфт осуществляется методом сварки».
Производители муфт полагают, что оборудование ими трубопроводов приносит значительный экономический эффект, связанный с возможностью оптимизации параметров ЭХЗ и, как следствие, снижение энергозатрат на нее и повышение надежности трубопроводной системы. Однако операторы пока не согласны: «Все трубы для подземной прокладки закупаются в заводской изоляции (полимерное покрытие), — говорит Владимир Брикез, — в качестве активной защиты от коррозии трубопроводов линейной части и нефтеперекачивающих станций (НПС) применяем ЭХЗ: на переходах через электрифицированные железные дороги (где есть воздействие блуждающих токов) — дренажную, в остальных случаях с коррозией борются станции катодной защиты, поддерживающие нужный потенциал на трубопроводе. Применяется также протекторная защита стальных защитных футляров, используемых на переходах через авто- и железные дороги. Расстояние между станциями катодной защиты рассчитывается в зависимости от электропроводности грунта».
Сварочный комплекс P600 (фото CRC-Evans Pipeline International)
Сварка секций МН ведется с применением автоматических сварочных комплексов — «P600» от CRC-Evans Pipeline International, PWT от Pipe Welding Technology spa и другие. На cложных участках и переходах возможно применение полуавтоматической сварки. С помощью сварочных аппаратов, которые держат в руках сварщики, обозначаются сугубо символические стыки, фиксируемые «для истории».
«Наша лаборатория разработала СО2-лазер » Сибирь» мощностью 14 кВт специально для сварки трубопроводов, но дальше штучного производства, в связи с высокой стоимостью комплекса, дело не продвинулось, — рассказывает Анатолий Голышев, главный технолог ОКБ Лазерной техники при Сибирском отделении РАН (Новосибирск). — Производственники тогда не захотели финансировать этот проект. С тех пор за рубежом были доведены до высокой мощности другие типы лазеров (например, твердотельные волоконные), они дешевле и способны решать любые сварочные задачи в широком диапазоне толщины стали».
Но пока при сварке нефтепроводов в России в основном используются лучшие зарубежные сварочные комплексы. Они, как правило, не продаются — производители предпочитают сдавать их в аренду.
На строительстве ВСТО (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)
Контроль качества сварки проводится автоматической ультразвуковой установкой с выдачей заключения на бумажных носителях и в электронном виде. Полуавтоматическая сварка контролируется рентгеновскими аппаратами, дубль-контроль — ультразвуковыми. Укладка участка нефтепровода завершается его испытанием на герметичность.
Трубопровод в наше быстрое время не строят с одного края. Текущий участок делится на 10-20 отрезков — на ВСТО, например, обычно бригады начинают смену на расстоянии 1 км одна от другой. Таким образом достигается скорость укладки 5,5-6 км в день. Получается, что одна смена при оптимальной температуре -40єС сваривает пять пролетов труб, хотя на таком морозе и приходится прогревать их перед сваркой до 80єС.
Этап второй: инфраструктура
В систему МН, помимо собственно нефтепровода с узлами приема и запуска очистных устройств, входят системы линейной телемеханики и ЭХЗ, НПС, линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС), связь, вертолетные площадки, вдольтрассовые дороги и высоковольтные линии, площадки для аварийного запаса труб, запорной арматуры и соединительных деталей.
Одновременно с монтажом трубопровода ставятся узлы линейных задвижек, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики (СОД), системы телемеханики, сооружаются НПС (расстояние между соседними станциями составляет 100-150 км).
Узел ввода присадки NECCAD 447 на ЛПДС «Никольское» (фото ОАО «Транснефтепродукт»)
В случае, если нефть имеет высокую вязкость, на МН организуется ее подогрев с помощью ПНПТ или ППТ (подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем), путевые (ПП) используются меньше. Старые российские подогреватели нередко страдали неполным сгоранием топлива из-за накопления сажи, полости промежуточного теплоносителя под воздействием циклических тепловых нагрузок теряли герметичность (из-за образования трещин в стыках). У современных подогревателей нефти вместо воздушного вентилятора в центральном канале размещается дополнительный теплообменник с подводом/отводом рабочего тела (нефти) и заливкой межтрубного пространства промежуточным теплоносителем, что сняло эти проблемы.
Нефть, которая движется со скоростью 3-6 км/ч, при незапланированной остановке насоса в состоянии разрушить трубу. Для того, чтобы компенсировать воздействие ударной волны, устанавливаются системы сглаживания волн давления (СВД).
До недавнего времени на объектах магистрального трубопроводного транспорта применялись только зарубежные системы, однако ширится применение российского продукта от компании «ИМС». «Наша система СВД не только не уступает американским, но и превосходит их, — считает Сергей Шаталов, главный специалист отдела ССВД » ИМС» (Москва). — Отказов у нее на порядок меньше, чем у зарубежных аналогов. ССВД не сбрасывает давление в трубопроводе, а скорее демпфирует его изменение путем генерирования отрицательных волн давления. Таким образом, система защищает трубопровод и обеспечивает минимизацию сброса рабочей жидкости. Базовый состав ССВД включает набор клапанов для сглаживания волн давления и систему управления их открытием».
Этап третий: эксплуатация
Сегодня считается, что МН должен служить 40-50 лет и более. В то же время амортизационные отчисления составляют 3% стоимости объекта в год, то есть срок амортизации нефтепровода сокращается до 33 лет и по истечении этого срока средства на поддержание нефтепровода в нормальном состоянии не выделяются.
Отличие российских нефтепроводов от зарубежных в том, что они на 100% загружены технологической нефтью — поэтому подача продукции на конечный участок происходит практически мгновенно.
Замена линейных задвижек в районе перехода через Волгу (фото ОАО «Транснефтепродукт»)
Этап четвертый: ремонт и диагностика
Техническое состояние МН контролируется специальными целевыми проверками, обследованиями, осмотрами, измерениями с применением средств технической диагностики, а также при проведении плановых и ремонтных работ.
Любые неисправности на нефтепроводе нежелательны с точки зрения безопасности его эксплуатации, поэтому существуют и выполняются специальные программы обследования МН как наружными, так и внутритрубными инспекционными приборами: ультразвуковыми и магнитными дефектоскопами; применяется также акустико-эмиссионная и радиографическая диагностика. Это позволяет вовремя выявлять ослабленные места и устранять различные типы дефектов. Устранить дефекты можно либо это заменой участка, либо его ремонтом. В первом случае дефектный участок полностью заменяется во время плановой остановки нефтепровода, во-втором — функции участка восстанавливаются при помощи современных технологий без остановки перекачки.
Очистная ремонтная машина ОМР (фото ОАО «Курганмашзавод»)
С этой целью могут применяться специализированные машины, предназначенные для очистки (дробеструйные и очистные машины), нагрева (установки для нагрева трубы) и нанесения антикоррозионных покрытий на поверхность труб (изоляционные и грунтовочные машины) в трассовых условиях — как в траншее, так и на бровке. Все машины такого ремонтного комплекса устанавливаются на трубопровод без нарушения его целостности. Например, ОАО «Курганмашзавод» выпускает целое семейство очистных самоходных установок ОМР для снятия старой изоляции различного типа (битумное покрытие, ленточное полимерное, пластобит-40), а также машины для очистки труб и нанесения праймера. В качестве инструмента в ОМР применяются резцы с твердосплавными пластинами и проволочные щетки пассивного типа. Разъемные рабочие органы ОМР со штангами для крепления очистного инструмента выполнены в виде зубчатых колес, вращающихся в корпусах на опорных роликах.
Наиболее дорогой и эффективный метод диагностирования — внутритрубный — пока не обеспечен отечественными приборами, и при дефектоскопии применяются в основном импортные поточные снаряды «Ultrascan» и «Magnescan». Отечественные поточные средства экспресс-анализа качества нефти и нефтепродуктов также отсутствуют. Не налажено производство российских средств, облегчающих ремонтные операции на трубопроводах, в частности, устройств для перекрытия МН без остановки перекачки (с применением обводных линий). Решение этих проблем значительно облегчило бы работу служб эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Для ликвидации последствий нештатных ситуаций на МН (несанкционированный доступ, повреждение трассового оборудования и т.д.), кроме мобильных отрядов службы безопасности, имеются специальные аварийные подразделения, оснащенные современными средствами, оборудованием и материалами для локализации аварий и ликвидации последствий разлива нефти, в том числе на подводных переходах.
Схема ВСТО (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)
Крупнейший российский проект в настоящее время — ВСТО. Сданы в эксплуатацию 2694 км линейной части первой очереди нефтепровода (ВСТО-1), хотя функционировать в полном объеме он пока не будет.
До сего времени имеющаяся часть нефтепровода длиной 1200 км км от Талаканского месторождения (район Витима) до Тайшета (железнодорожный узел и крупная сортировочная станция на Транссибирской магистрали) работала в реверсивном режиме, перекачав уже более 1 млн т нефти. После сдачи ВСТО-1 перекачка будет вестись на восток, в направлении Сковородино, где уже построены станции перелива нефти на железную дорогу для отгрузки продукции на Дальний восток, в Находку. От Сковородино же останется построить 64 км до НПС «Ляньинь». Как только CNPC (Китайская национальная нефтегазовая компания) соорудит свои 1660 км до Дацина -, а строят китайские монтажники быстро, посколько география местности простая и климат позволяет сваривать трубы без их прогрева — ВСТО-1 заработает в полную силу. «Транснефти» останется только ввести вторую очередь (ВСТО-2) до Находки, и пока объективный график стоительства выдерживается.
Проект БТС-2 (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)
Из проектируемых в настоящее время нефтепроводов можно отметить вторую очередь Балтийской трубопроводной системы — БТС-2, которая свяжет Унечу в Брянской области и порт в Усть-Луге (Ленинградская область), пропускной способности 50 млн т нефти в год.
Каждый год в России вводятся в строй сотни километров магистральных нефтепроводов. ОАО «АК » Транснефть» принадлежит свыше 49 000 км, и еще около 20 000 км нефтепродуктопроводов находятся в собственности ОАО » Транснефтепродукт».
Источник: neftegaz.ru
ВСН 51-3-85 Проектирование промысловых стальных трубопроводов
«Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов» разработаны на основе анализа существующих нормативных документов, материалов, законченных научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов систем нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.
Нормы проектирования промысловых трубопроводов разработаны институтами ВНИИГАЗ, ВНИПИгаздобыча, южНИИгипрогаз, Гипроморнефтегаз (Мингазпром); Гипровостокнефть, ГипроТюменнефтегаз (Миннефтепром); ВНИИСТ (Миннефтегазстрой).
Редакционная комиссия: доктор техн. наук Одижария Г.Э., канд. техн. наук Славинский В.П. (ВНИИГАЗ), Петров И.П. (ВНИИСТ), Соколов С.М. (ГипроТюменнефтегаз); инженеры: Архангельский В.А. (Гипровостокнефть), Шатковский Б.Б. (южНИИгипрогаз), Панин Б.А., Дмитриев Б.К. (ВНИПИгаздобыча), Овсепян К.А. (ВНИИСТ), Сессин И.В. (ГОССТРОЙ СССР), Афанасьев В.П., Сидорина В.П. (ВНИИГАЗ), Сорокин А.Ф. (ГипроТюменнефтегаз), Немчин В.Л., Торопова Р.Г. (Главгосгазнадзор СССР).
С вопросами, возникающими по различным разделам «Норм. » необходимо обращаться к ответственным исполнителям, список которых приведен в Приложении.
ГОССТРОЙ СССР «17» IV 1985г. № ЛП-1657-1
Миннефтагазстрой «21» VII 1983г. №-04-3-10/1299
Главгосгазнадзор СССР «16» IX 1984 г. № 24-3-2/506
ГУПО МВД СССР «9» IX 1980г. № 7/6/3775
Минздрав СССР «4» VIII 1980г. № 121/12/906-16
ЦК профсоюзов рабочих нефтяной
и газовой промышленности «24» I 1980г. № 02-06МВ-789
Министерство газовой промышленности
Министерство нефтяной промышленности
Ведомственные строительные нормы
Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящие нормы распространяются на проектирование вновь строящихся и реконструируемых промысловых стальных трубопроводов диаметром до 1400 мм (включительно) и с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.
Срок введения в действие
Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГАЗ)
Мингазпромом 25.10.1985г № 254
Миннефтепромом 15.07.1985г № 415
1. Под промысловыми понимаются трубопроводы между площадками отдельных промысловых сооружений (скважин, УППГ, УКПГ, ГС, сооружений газоперерабатывающего завода и др. объектов).
Границами промысловых трубопроводов является ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах отсыпки соответствующих площадок.
2. В дальнейшем тексте норм за исключением особо оговоренных случаев вместо слов «промысловый(е) трубопровод(ы)» будет употребляться слово «трубопровод(ы)».
3. При проектировании внутриплощадочных трубопроводов следует руководствоваться «Инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа», «Нормами технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа» ПУГ-69, «Нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений», разделами настоящих Норм в части трубопроводов-подключений газовых месторождений к другими действующими нормативными документами.
4. Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспорта ШФЛУ и нестабильного углеводородного конденсата с давлением упругости паров свыше 0,2 МПа при температуре +20 °С должно производиться в соответствии со СНиП 2.05.06-85 и ВСН 51-03-78 в части не противоречащей требованиям данных Норм.
5. При проектировании трубопроводов производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения объектов нефтедобычи следует руководствоваться ВНТП 3-85, СНиП II-31-74, СНиП 2.04.02-84, СНиП III-30-74.
6. При проектировании трубопроводов для подачи пластовых и сточных вод на кустовые насосные станции систем поддержания пластового давления (ППД) или закачки в поглощающие горизонты следует руководствоваться СНиП II-32-74, СНиП III-30-74, ВНТП 3-85.
1.2. В состав трубопроводов газовых и газоконденсаторных месторождений и ПХГ, на которые распространяется действие настоящих Норм, входят:
а) газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортирования газа от скважин месторождений и ПХГ до УКПГ, УППГ и от КС ПХГ до скважин для закачки газа в пласт;
б) газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, конденсатопроводы, предназначенные для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДКС, КС, ПХГ, ГПЗ;
в) трубопроводы, предназначенные для подачи ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
г) трубопроводы сточных вод, подаваемых к скважинам для закачки в поглощающие пласты;
ПРИМЕЧАНИЕ: здесь и далее в Нормах приняты следующие сокращенные обозначения:
ШФЛУ — широкая фракция легких углеводородов;
УКПГ — установка комплексной подготовки газа;
УППГ — установка предварительной подготовки газа;
КС ПХГ — компрессорная станция подземного хранилища газа;
ГС — головные сооружения;
ДКС — дожимная компрессорная станция;
КС — компрессорная станция;
СГ — склад горючего;
НС — насосная станция;
ПХГ — подземное хранилище газа;
ГПЗ — газоперерабатывающий завод;
ЦПС — центральный пункт сбора;
ПС — пункт сбора;
ДИС — дожимная насосная станция;
ГРС — газовая распределительная станция.
АГРС — автоматизированная газораспределительная станция.
1.3. В состав трубопроводов нефтяных месторождений входят:
а) выкидные трубопроводы от скважин за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок;
б) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);
в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа или до потребителей;
г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до центральных пунктов сбора;
д) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
е) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;
з) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта;
и) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта газа;
к) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.
1. Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть — нефтепроводами.
2. При проектировании трубопроводов систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод с давлением закачки менее 10 МПа следует руководствоваться ВНТП 3-85, СНиП II-31-74, СНиП III-30-74 и СНиП III-32-74.
1.4. Транспортируемые среды разделяются на неизменяющие механические свойства металла и изменяющие (охрупчивание и растрескивание под напряжением). К последним относятся среды, содержащие сероводород.
По способности вызывать растрескивание и изменение механических свойств сероводородосодержащие среды делятся на:
Парциальное давление сероводорода PH 2 S определяется по формуле:
где: Р — максимальное рабочее давление в трубопроводе, МПа;
Растворимость сероводорода в жидкостях определяется по справочникам растворимости или экспериментально.
1.5. При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, установленную на трубопроводах, необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.
1.6. Тепловой расчет газопроводов следует осуществлять в соответствии с требованиями ОНТП 51-1-85 ч.1.
Тепловой расчет нефтепроводов осуществлять в соответствии с действующими методиками или требованиями рекомендуемого Приложения 1 настоящих Норм.
1.7. Гидравлический расчет трубопроводов осуществлять в соответствии с действующими методиками или требованиями рекомендуемого Приложения 2 настоящих Норм.
2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1. Трубопроводы газовых, газоконденсатных месторождений, ПХГ и нефтяного попутного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на пять классов:
I класс — при рабочем давлении свыше 10 МПа до 32 МПа включительно;
II класс — при рабочем давлении свыше 4 МПа до 10 МПа включительно;
III класс — при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 4 МПа включительно;
IV класс — при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно;
V класс — при рабочем давлении 1,2 МПа и менее.
2.2. Нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и нефтегазосборные трубопроводы нефтяных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на 3 класса:
I класс — трубопроводы условным диаметром 700 мм и более;
II класс — трубопроводы условным диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно;
III класс — трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.
2.3. В зависимости от характера транспортируемой среды трубопроводы подразделяются на три группы:
1 группа — газопроводы, газопроводы-шлейфы, газовые коллекторы, выкидные трубопроводы, трубопроводы нефтяного газа, нестабильного конденсата, нефтепроводы, нефтегазопроводы, трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов, трубопроводы захоронения пластовых и сточных вод.
Примечание. К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооружений.
2 группа — ингибиторопроводы (кроме метанолопроводов), а также трубопроводы, транспортирующие среды по своим физико-химическим свойствам относящиеся к нефтепродуктам с упругостью паров менее 0,2 МПа при температуре +20°С.
3 группа — метанолопроводы и другие трубопроводы, транспортирующие вредные вещества ГОСТ 12.1.007-76.
2.4. Трубопроводы, перечисленные в п.п. 2.1 и 2.2 и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы определяются СНиП 2.05.06-85 и настоящими Нормами.
Переходы трубопроводов 3-ей группы категории В, переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов категории В через водные преграды, трубопроводы морских месторождений должны подвергаться гидравлическому испытанию в соответствии с требованиями СНиП III-42-80, предъявляемыми к испытанию переходов нефте- и нефтепродуктопроводов через водные преграды. Для трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод Рисп. принимается равным:
— для трубопроводов I категории — 1,5 Рраб.
— для трубопроводов II и III категории — 1,2 Рраб.
Рабочее давление транспортируемого продукта устанавливается проектом в соответствии с указаниями п.п. 4.15 и 4.16.
Допускается повышение испытательного давления до величины вызывающей напряжение в металле труб не более 0,95 предела текучести.
2.5. Категории, трубопроводов следует принимать по табл. 1.
2.6. Категории участков трубопроводов следует принимать по табл. 2. При чередовании участков трубопроводов различных категорий по трассе протяженностью до 300 м на всем участке чередования допускается принимать более высокую категорию из них.
Примечание. Категорийность участков трубопроводов указана для всех видов прокладки (подземная, наземная, надземная).
Назначение промысловых трубопроводов
Метанолопроводы; трубопроводы, транспортирующие вредные среды.
Трубопроводы нестабильного конденсата I класса; газопроводы с парциальным давлением сероводорода более 300 Па; ингибиторопроводы; газопроводы-шлейфы I класса; газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы; газопроводы I класса; нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м 3 /т и более; трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и более; трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с давлением 10 МПа и выше.
Выкидные трубопроводы нефтяных скважин; нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м 3 /т, II класса с газовым фактором 300 м 3 /т и более, газопроводы II и III класса; тpy6oпроводы нестабильного конденсата II и III класса, газопроводы-шлейфы II и III класса; трубопроводы систем заводнения с давлением 10 МПа и более, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса.
Трубопроводы нестабильного конденсата IV и V классов; газопроводы-шлейфы IV и V классов; газопроводы IV и V классов; нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 м 3 /т и III класса независимо от газового фактора; нефтепроводы II и III класса; трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду с давлением менее 10 МПа.
1. Трубопроводы IV категории, проектируемые в северной строительной климатической зоне, приравниваются к трубопроводам III категории.
2. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов*, теряющих при оттаивании свою несущую способность, должны приниматься не ниже II категории.
3. Газопроводы с парциальным давлением сероводорода менее или равным 300 МПа классифицируются как газопроводы, транспортирующие неагрессивные среды.
* К вечномерзлым грунтам, теряющим при оттаивании несущую способность, относятся грунты с относительной просадочностью более 0,1.
Название участков трубопроводов
Категории участков трубопроводов
Газопроводы для бессернистого газа
Газопроводы для сероводородосодержащего газа
Трубопроводы систем заводнения при Р>10 МПа
Пластовые и сточные воды
1. Переходы через водные преграды:
а) судоходные и несудоходные русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)
б) несудоходные с зеркалом воды в межень до 25 м — в русловой части
в) горные потоки (реки)
г) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ой обеспеченности
д) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ой обеспеченности
2. Переходы через болота:
согласно СНиП III-42-80
3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, включая участки по обе стороны дороги длиной 40 м каждый от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от осей крайних путей
в) автомобильные дороги I и II категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.
г) автомобильные дороги III, IIIп, IV и IVп категорий, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.
д) автомобильные дороги V категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 15 м от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.
4. Трубопроводы на полках в горной местности
5. Трубопроводы, прокладываемые в слабо-связанных барханных песках в условиях пустынь.
6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций
б) прочих сельскохозяйственных культур
7. Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты
8. Узлы запуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов по 100 м, примыкающие к ним
9. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, оросительными системами, нефтепродуктопроводами, газопроводами и т.д.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации
10. Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям
11. Переходы через овраги, балки, рвы
12. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые со параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а такие выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре до 1000 мм включительно; до 1000 м при диаметре более 1000 мм
13. Трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения
14. Узлы линейной запорной арматуры и участки трубопроводов по 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла линейной запорной арматуры.
15. Участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения
16. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов
17. Узлы подключения трубопроводов к межпромысловому коллектору длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла и участки между охранными кранами УКПГ, КС, дкс, гс, ПХГ
18. Пересечения с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения
В соответствии с требованиями ПУЭ
19. Трубопроводы, прокладываемые по морской эстакаде
20. морские подводные трубопроводы
21. Трубопровода ввода-вывода, транзитные трубопроводы
22. Трубопровода обвязки куста скважин
Примечания ж таблице 2:
1. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться только подземная прокладка под углом не менее 60 °.
2. Тип болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и Приложением 5 настоящих Норм.
3. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.
4. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 10 не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.
5. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3.
6. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.
7. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций I,г) и I,д) для газопроводов не требуется.
3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ
3.1. Основные требования к трассам трубопровода определяются положениями данного раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.
3.2. Выбор трасс трубопроводов должен производиться с помощью математических методов проектирования по одному или нескольким критериям оптимальности. В качестве критериев оптимальности следует принимать приведенные затраты, металлоемкость, конструктивные схемы сбора газа и нефти, заданное время строительства, очередность ввода скважин на месторождении или ПХГ и др.
Основным способом прокладки трубопроводов рекомендуется укладка их в технических коридорах (группами).
3.3. Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Союза ССР и союзных республик. При выборе трасс следует учитывать: условия строительства с тем, чтобы обеспечить применение наиболее эффективных, экономичных и высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ, а также эксплуатационную надежность трубопроводов и сооружений и максимальную сохранность окружающей среды.
3.4. При выборе трасс трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие месторождения, условия строительства и обслуживания трубопроводов в период его эксплуатации (существующие, строящиеся и проектируемые здания и сооружения, мелиорация, ирригация пустынных и других районов и т.д.).
3.5. Минимальные расстояния от оси подземных трубопроводов различного назначения до объектов, зданий и сооружений следует принимать в соответствии с таблицей 3.
Минимальные расстояния от оси подземных трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует принимать в соответствии с требованиями ВНТП 3-85.
3.6. Минимальные расстояния от трубопроводов нестабильного конденсата не содержащего сероводород до объектов, не относящихся к промыслу, принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.
3.7. Выбор трассы трубопроводов, прокладываемых в зоне вечномерзлых грунтов, должен выполняться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85. При невозможности обойти участки с подземными льдами, распространения наледей и бугров пучения, проявлений термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылевыми грунтами следует разрабатывать специальные мероприятия (выбор типа прокладки, теплоизоляции и др.), обеспечивающие надежность строительства и эксплуатации трубопроводов.
3.8. Прокладка трубопроводов через населенные пункты не допускается. Расстояния до объектов, отсутствующие в настоящих Нормах, следует принимать в соответствии с нормативными документами или по согласованию с заинтересованными организациями и органами Государственного надзора в установленном порядке.
МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ В М ОТ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ ДО ОБЪЕКТОВ, ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
Наименование объектов, зданий и сооружений
От оси выкидных нефтегазосборных трубопроводов и нефтепроводов
От оси трубопроводов, транспортирующих газ, не содержащий сероводород
От оси трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащий газ
условный диаметр, мм
2,5 ³ Р>1,2 IV класс
I Æ 700 и более
II Æ менее 700 до 300
III Æ менее 300
Свыше 300 до 600
Свыше 600 до 800
Свыше 800 до 1000
Свыше 300 до 600
Свыше 600 до 800
Свыше 800 до 1000
Свыше 300 до 600
Свыше 600 до 800
Свыше 300 до 600
Свыше 600 до 800
Свыше 800 до 1000
Свыше 300 до 600
Свыше 600 до 800
Свыше 800 до 1000
Свыше 300 до 600
Свыше 600 до 800
1. Города и др. населенные пункты, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве машин более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады, ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания в три этажа и более; железнодорожные станции, аэропорты, морские и речные порты и пристани, гидроэлектростанции, гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I- IV классов, очистные сооружения и насосные станции водопроводные не относящиеся к промыслу; мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м 3 , автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи СССР и других ведомств, а также телевизионные баши.
2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I, II, III категории, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания в один и два этажа, садовые домики коллективных садов, дачи, дома линейных обходчиков, животноводческие фермы, огороженные карты для организованного выпаса скота, полевые станы; кладбища.
3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве машин 20 и менее, автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается газопровод, канализационные сооружения, не относящиеся к промыслу и СПХГ, железные дороги промышленных предприятий.
4. Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС и других технологических установок подготовки нефти и газа.
5. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, V, III-п и IV-п категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)
6. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, водозаборные сооружения и станции оросительных систем, параллельно которым прокладывается газопровод
7. Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов
По согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами Госнадзора
8. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод, и пересечения трассы трубопровода с ЛЭП.
В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР
9. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы
В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР
10. Опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более.
В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР
11. Территория ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:
а) городов, населенных пунктов, предприятий, отдельных зданий, сооружений и других потребителей;
б) объектов промыслов и газопроводов (пунктов замера расхода газа, групповых сборных пунктов, ЦПС и т.п.).
12. Закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных устройств, кроме изготовляемых из труб конденсатоприемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние определяется конструктивно
13. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата (продукта) из трубопровода
14. Кабели междугородней связи и силовые электрические кабели
15. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы
16. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах
17. Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов.
18. Замерные сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, установки предварительного сброса пластовой воды и др.
19. Резервуарные парки для нефти, канализационные насосные станции.
20. Насосные станции водоснабжения, очистные сооружения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления, градирни, котельные и др. вспомогательные и производственные здания категории Д.
21. Открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.
22. Электроподстанция и электрораспределительные устройства, предназначенные:
1) для питания объектов промысла
2) для питания объектов не относящихся к промыслу
В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР
23. Подъездные железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бровки выемки)
24. Подъездные внутрипромысловые дороги ( II, V категорий) и подъезды на территории нефтяного месторождения (от подошвы насыпи земляного полотна)
25. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов
26. Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов
27. Конструируемый пункт телемеханики (КП) блок-бокс (киоск)
28. Железнодорожные сливо-наливные устройства
29. Резервуары конденсата, гликолей, метанола, этаноломинов и других горючих жидкостей.
Примечание к табл. 3:
1) Расстояния, указанные в таблице, следует принимать:
а) для городов и других населенных пунктов — от проектной городской черты на расчетный срок 20 лет;
б) для промышленных предприятий — от границ, отведенных им территории, с учетом их развития;
в) для железных дорог — от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но на расстояния не менее 10 м от границы полосы отвода дороги;
г) для автомобильных дорог — от подошвы насыпи земляного полотна;
д) для всех мостов — от подошвы конусов;
е) для отдельно стоящих зданий и строений — от ближайших выступающих их частей.
2) Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с отверстием 20 м и менее следует принимать так же, как от соответствующих дорог.
3) Если отметка основания зданий и сооружений выше отметки трассы трубопроводов, транспортирующих нефть или другие горючие жидкости, то допускается уменьшение расстояний, указанных в позициях 1, 2, 5 до 25%, без изменения категории трубопровода.
4) При соответствующем обосновании допускается сокращение минимальных расстояний по позициям 3, 5, 6, 19 приведенных в графах 5+22 при повышении категорийности от категорий IV, III, II до категории II, I, В соответственно не более чем на 30% от категорий IV и III до категории В не белее чем на 60%.
5) Указанные в позициях 1, 5, 7 расстояния для нефтепроводов допускается сокращать не более, чем на 30% при условии увеличения толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние, и контроля сварных соединений физическими методами, согласно СНиП III-42-80.
6) Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, не содержащий сероводород, принимать в соответствии с графами 5+22.
7) Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, содержащий сероводород, принимать в соответствии с графами 23+40.
8) Под отдельно стоящим зданием (строением) следует понимать здание (строение), расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее чем 50 м от ближайших к нему зданий (строений).
9) При наличии между газопроводом и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной не менее 10 м соответствующие расстояния допускается принимать с коэффициентом 0,7.
10) При надземной прокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься с коэффициентом: позиция 1 — 2,0; позиция 2 — 1,5; по остальным позициям — 1,0.
11) Минимальные расстояния от трубопроводов систем заводнения до объектов, зданий и сооружений принимаются в соответствии с СНиП 2.04.02-84 и СНиП II- II.1-71*.
12) При уплотненной сетке размещения скважин при обустройстве подземных хранилищ газа (ПХГ) допускается уменьшение расстояний между устьем скважины и подземно прокладываемым шлейфом до расстояний, обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов и оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждения площадки эксплуатируемой скважины. При этом участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстояний, установленных позицией 3 таблицы 3 должны быть отнесены к категории В, а скважины оборудованы клапанами-отсекателями.
п.12 (Введен дополнено. Изм. №1).
4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ
4.1. При проектировании трубопроводов надлежит соблюдать требования СНиП 2.05.06-85 и указания настоящих Норм.
Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом в соответствии с рекомендуемым приложением 2 настоящих Норм, ОНТП 51-1-85 и ВНТП 3-85. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих обводненную продукцию, должен назначаться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Не допускается проектирование трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть со скоростями ниже критических, при которых выделяется слой подстилающей воды.
4.2. Толщина стенки трубопроводов принимается по расчету, в соответствии с разделами 8 и 9 и рекомендуемым приложением 3 настоящих Норм в зависимости от категории участка трубопроводов, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.
4.3. Применяемые для трубопроводов трубы, арматура, соединительные детали и сварочные материалы должны отвечать требованиям, изложенным в разделе 8.
4.4. Трубопроводы следует проектировать сварными в стык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной запорной арматуры (краны, задвижки, вентили и т.д.) равнопроходного сечения, рассчитанной на расчетное давление в трубопроводе.
Все монтажные сварные швы на участках трубопроводов, транспортирующих газ и конденсат, содержащий H 2 S , категории В должны подвергаться при соответствующем обосновании снятию сварочных напряжений путем термической обработки швов. Режим термической обработки должен оговариваться проектом или ТУ на сварку.
Необходимость термической обработки сварных швов морских трубопроводов на участках категории «В» с целью снятия сварочных напряжений определяется проектом.
4.5. Продольный профиль подземного трубопровода в необходимых случаях определяется методом оптимального профилирования с использованием ЭВМ. Оптимальным является профиль, удовлетворяющий требованиям по прочности и устойчивости подземного трубопровода. При этом в качестве критерия оптимальности следует принимать параметр учитывающий затраты на устройство траншей, установку отводов искусственного гнутья, укладку трубопровода в траншее, а также требования надежности при эксплуатации и охраны окружающей среды.
4.6. Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должен иметь радиус изгиба не менее 5Д. У сварных отводов угол поворота сектора не должен превышать 6°.
4.7. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть равна диаметру трубы, но не менее 250 мм. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее и рабочем давлении до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.
4.8. На трубопроводах условным диаметром 200 мм и более, требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция и расположение которых определяются проектом.
4.9. Узлы запуска и приема очистных устройств трубопроводов природного газа должны быть оборудованы приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств.
Необходимость оснащения узлами для запуска и приема очистных устройств на выкидных трубопроводах от нефтяных скважин, нефтегазосборных трубопроводах, нефтепроводах и трубопроводах нефтяного газа определяется проектом.
4.10. Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами для запуска и приема очистных устройств должны быть равнопроходными.
Примечание: на трубопроводах, не требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров, допускается установка линейной арматуры, внутренний диаметр которой может быть меньше диаметра основного трубопровода, но не более чем на 20%.
4.11. В местах подключения трубопроводов к существующим или проектируемым трубопроводам, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установи перемычек, на подходах шлейфов к скважинам и УППГ, УКПГ, СПХГ, ДНС, ЦПС, на переходах через естественные и искусственные преграды и в других случаях, где возможны значительные перемещения трубопроводов, следует определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Величина продольных перемещений как воздействие должна учитываться при расчете указанных выше конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу.
С целью уменьшения продольных перемещений трубопроводов и усилий от трубопроводов на примыкающие к ним узлы и конструктивные элементы следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе остановку открытых или закрытых компенсаторов, неподвижных опор, установку компенсаторов-упоров и т.д.
4.12. При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и другие). Выбор метода определяется на основании технико-экономических расчетов.
4.13. Очистка внутренней поверхности трубопроводов от грязе-парафиновых отложений должна предусматриваться с помощью очистных устройств, пропарка острым паром.
4.14. Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего (нормативного) давления трубопровода должно приниматься, исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортирования.
При транспортировании нестабильных газонасыщенных жидкостей рабочее давление во всех точках трубопровода должно быть выше давления насыщения транспортируемого продукта не менее чем на 0,5 МПа. За рабочее (нормативное) давление принимается наибольшее давление, которое может быть в трубопроводе, определяемое при проектировании на основании характеристик источника давления и условий эксплуатации.
4.15. Расчетное давление трубопроводов, подключенных к источнику давления (скважина, сепаратор, колонна и т.д.), оснащенному предохранительным устройством, принимается равным рабочему (нормативному) давлению трубопровода, помноженному на соответствующий коэффициент перегрузки по СНиП 2.05.06-85 .
При этом расчетное давление трубопровода не должно быть ниже максимально возможного давления срабатывания предохранительных устройств.
При отсутствии устройства автоматически ограничивающего давление источника за расчетное — принимается максимально возможное давление источника.
С целью сокращения расхода металла при проектировании трубопроводов, примыкающих к скважинам, как правило, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие ограничение внутреннего давления.
4.16. Расчетное давление участков трубопроводов, расположенных ниже геодезической отметки источника давления, должно приниматься с учетом гидростатического давления столба перекачиваемой жидкости или газа.
Размещение запорной и других видов арматуры
4.17. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км для трубопроводов, транспортирующих нефть и газ, не содержащие сероводород, и не более 5 км для трубопроводов, транспортируют сероводородосодержащие газы и конденсат. На трубопроводах ШФЛУ, конденсата и метанола арматура должна устанавливаться на расстоянии не более 10 км. Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
— в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м;
На входе и выходе трубопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХТ, ГПЗ, ДНС, ЦПС, ПС на расстоянии не менее:
для трубопроводов диаметром 1400 мм — 1000 м:
— диаметром менее 1400 мм до 1000 мм включительно — 750 м:
— диаметром менее 1000 мм до 700 мм включительно — 500 м;
— диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно — 300+500 м;
— диаметром менее 300 мм — 100+300 м от территории площадок;
— на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводами в две и более ниток;
— на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку следует предусматривать установку запорной арматуры с учетом рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
— на одном или обоих концов участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.
На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды, а также на морских подводных трубопроводах необходимость установки запорной арматуры определяется проектом.
Газопроводы-коллекторы следует секционировать на участки длиной до 10 км.
На подключении шлейфов (выкидных трубопроводов) и ингибиторе проводов к (от) УПГ, УППГ, ПХГ, ЦПС отключающая арматура, как правило, за пределами площадки не устанавливается.
На трубопроводах систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод запорная арматура не устанавливается.
4.18. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок. Толщина стенок участков трубных заготовок определяется, исходя из условий обеспечения прочности, требуемой для участков II категории, если этот участок не относится к категории В или I.
4.19. Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, КС, ПХГ, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах I и II классов, трубопроводах ШФЛУ и нестабильного конденсата при переходе их через водные преграды должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.
Установка запорной арматуры с дистанционным управлением на морских трубопроводах определяется проектом.
4.20. При параллельной прокладке двух иди более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние на менее 50 м друг от друга по длине трубопровода. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния, исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасности эксплуатации.
4.21. Трубопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки следует предусматривать, как правило, в подземном исполнении с краном бесколодезной установки. Доступ должен предусматриваться к приводу арматуры. Проектные решения должны исключать неравномерную осадку трубопроводов и арматуры.
4.22. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре трубопровода до 1000 мм и не менее 60 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 часов, а расстояние от свечи до зданий и сооружений не относящихся к данному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.
4.23. На обоих концах участков трубопроводов ШФЛУ и конденсата между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление должно быть оснащено запорным органом и иметь длину не менее 10 м, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.
В комплекте аварийных средств проектом должны быть предусмотрены два разборных трубопровода длиной не менее 60 м каждый, предназначенные к использованию при опорожнении поврежденных участков трубопровода для отвода из них продукта в сооружаемые в земле амбары, в которых на безопасном расстоянии от трубопровода и других объектов сбрасываемый продукт подлежит утилизации или сжиганию.
4.24. В качестве линейной запорной арматуры на трубопроводах должна использоваться арматура бессальниковой конструкции, предназначенная для бесколодезной установки.
На промысловых трубопроводах нефтяных месторождений допускается применять линейную сальниковую и фланцевую арматуру, но в этом случае она должна размещаться надземно на опорах.
Применение фланцевой арматуры допускается для подключения трубопроводов к оборудованию и устройствам.
5. ПРоклАДКА ТРУБОПРОВОДОВ
Прокладка трубопроводов на суше
5.1. Прокладка трубопроводов на суше осуществляется с учетом требований данного раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.
5.2. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях и ПХГ следует предусматривать подземную прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонаселенных районах, на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.
Наземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.
Глубина заложения нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна определяться с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых нефтепродуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.
5.3. Глубина заложения трубопроводов сжиженного углеводородного газа должна быть не менее 1,0 м. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиП 2.04.02-84, глубину заложения трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды, следует принимать в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий в соответствии с ВНТП 3-85.
5.4. Прокладку трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов КиП, ингибитора коррозии и гидратообразования следует предусматривать в одной траншее совместно со шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,2 м.
Допускается совместная (в одной траншее) прокладка трубопроводов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее. Количество трубопроводов, укладываемых в одной траншее, определяется проектом. При одновременной прокладке трубопроводов расстояние между ними применяется из условия качественного и безопасного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее 0,5 м в свету.
При разновременной укладке трубопроводов как одного, так и различного назначения в траншеи расстояния между ними следует принимать из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ, но не менее расстояний, указанных в таблице 4.
5.5. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-П.1-71* и СНиП 2.05.06-85.
При взаимном пересечении газопровода с нефтепроводом или водоводом, газопровод должен располагаться над ним. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования проектируемый трубопровод должен заключаться в защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 5 м в обе стороны от оси пересекаемой коммуникации.
5.6. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.
5.7. Трубопроводы перед установками подготовки газа (УППГ, УКПГ) должны оборудоваться пунктами переключения арматуры (ППА) и обводными трубопроводами.
Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм
минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопровода, м
Источник: znaytovar.ru
Требования к строительству нефтепровода
Согласно требованиям пункта 10.1.5 ГОСТ 32569-2013, для трубопроводов групп А, Б, прокладка должна быть надземной на несгораемых конструкциях, эстакадах, этажерках, стойках, опорах.
Возможно ли при проектировании предусмотреть подземную прокладку трубопроводов (выкидных трубопроводов от нефтяных скважин, сборных и замерных коллекторов) при обустройстве кустовых площадок нефтяных месторождений, если требования по подземной прокладке приведены в технических условиях на проектирование выданных Заказчиком? Проектная документация будет проходить Государственную экспертизу (ГГЭ).
1. ГОСТ 32569-2013 Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах устанавливает основные технические требования к технологическим трубопроводам, а выкидные и нефтегазосборные трубопроводы месторождения относятся к внутрипромысловым трубопроводам, основной способ прокладки которых — подземный.
2. Документами по стандартизации, регламентирующими устройство внутрипромысловых трубопроводов, являются: ГОСТ Р 55990-2014 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования», свод правил СП 284.1325800.2016 «Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ», СП 366.1325800.2017 Промысловые трубопроводы.
Оценка технических решений на основе анализа риска, свод правил СП 231.1311500.2015 Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности, СП 392.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Исполнительная документация при строительстве.
Формы требования к ведению и оформлению, СП 393.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Организация строительного производства, СП 406.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые стальные для нефти и газа. Монтажные работы. Сварка и контроль ее выполнения, СП 410.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство в условиях вечной мерзлоты и контроль выполнения работ, СП 411.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Испытания перед сдачей построенных объектов, а также обязательный документ — Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности ‘Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов’, пункт 6 которых гласит:
«К ВПТ относятся:
а) для нефтяных и газонефтяных месторождений:
- выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
- нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до узлов дополнительных работ дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды (нефтегазопроводы);
- газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;
- нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;
- газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
- газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
- трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
- нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;
- газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;
- ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;
- деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды;
б) для подземных хранилищ газа — трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа;
Источник: www.normacs.info
Охранная зона магистрального нефтепровода: сколько метров, таблица СНиП, нормы СП
Охранная зона нефтепровода устраивается вокруг транспортирующего нефть и нефтепродукты трубопровода для защиты его от повреждений и обеспечения экологической безопасности. Внутри охраняемого участка ограничено или запрещено строительство несанкционированных сооружений и другие виды деятельности со стороны владельцев территории, на которой находится трубопровод, или сторонних лиц.
Охранная зона магистрального нефтепровода, расположенного на территории частных земель, гарантирует свободный доступ ко всем элементам коммуникаций для их обслуживания и ремонта.
Исполнительная документация
При реконструкции, возведении сооружений и коммуникаций, при ремонте в санитарную зону вносятся определенные изменения. Они должны сопровождаться исполнительной документацией.
Между отдельными коммуникациями устанавливается технический коридор – свободный участок местности вокруг объекта.
Собственники коммуникаций, расположенных на территории зоны, обязаны общими усилиями разработать инструкцию по охране, отражающую порядок пользования подведомственными сооружениями.
Инструкцией устанавливаются границы технического коридора для конструкций и сооружений, а также:
- тип строений и коммуникаций;
- технические характеристики зданий и вспомогательных сооружений;
- список компаний, которым принадлежат сооружения, оборудование и коммуникации в охранной зоне;
- список организаций, отвечающих за эксплуатацию всех объектов на охранной территории;
- сроки ремонта вспомогательных объектов;
- планы по охране объектов и коммуникаций, патрулирование участков.
Исполнительная документация должна быть актуальной. Ответственные организации обязаны своевременно предоставлять сведения о начале и окончании работ.
Сколько метров охранная зона нефтепровода по таблице СНиП
Охранная зона трубопровода – участок земли или акватории, для пользования которым установлены особые условия. По «Правилам охраны магистральных нефтепроводов», она представляет собой территорию, ограниченную условными линиями, отстоящими на 25 м от центра трубы в каждую сторону.
В зависимости от рельефа местности, наличия водных преград и наземных сооружений охранная зона имеет разные размеры.
| Определение охранной территории магистральных трубопроводов | Сколько метров в каждую сторону |
| При транспортировке нефти, нефтепродуктов, природного газа | От оси трубопровода 25 метров с каждой стороны |
| При транспортировке сжиженных газов, опасных конденсатов | С каждой стороны от оси трубопровода 100 метров |
| При организации подводных переходов | От оси крайних трубопроводов с каждой стороны 100 метров |
| Для обслуживающего оборудования, мест хранения продукции, вспомогательных сооружений | В радиусе 50 метров от границ объекта |
| Вокруг станций компрессоров, насосного оборудования, пунктов подогрева, объектов хранения, расположенных под землей | В радиусе 100 метров от границ объектов |
Ширина защитного участка для подземного нефтепровода изменяется в зависимости от типа населенного пункта, его протяженности и диаметра трубопровода.
Помимо охранной зоны, существуют минимальные расстояния, которые необходимо учитывать при начале строительства объекта вблизи трубопровода.
| Виды объектов | Сколько метров до оси нефтепровода разного диаметра, м | |||
| до 300 мм | 300–500 мм | 500–1000 мм | 1000–1400 мм | |
| Города и пгт | 75 | 100 | 150 | 200 |
| Отдельно стоящие предприятия, здания, сельские поселения, реки питьевого назначения, промысловые угодья, рыбохозяйственные водоемы | 75 | 100 | 150 | 200 |
| Железные дороги, железнодорожные станции, автомобильные дороги, мосты, гидроэлектростанции, морские порты, пристани, аэропорты | 50 | 50 | 75 | 100 |
| Отдельно стоящие сооружения, пункты обогрева, нежилые здания | 30 | 30 | 30 | 50 |
| Силовые электрические кабели, междугородняя связь | 10 | 10 | 10 | 10 |
Компания «Транснефть», эксплуатирующая российскую часть нефтепровода «Дружба» и «БТС-2», внимательно относится к соблюдению минимальных расстояний.
В 2013 году она провела ряд мероприятий по расширению охранной территории нефтепроводов и газопроводов относительно жилых домов.
На расстоянии скольких метров до жилого дома должна располагаться охранная зона, видно в таблице.
| Виды трубопроводов | Сколько метров по таблице СНиП (СП) до жилых домов и сооружений |
| Нефтепровод диаметром до 150 мм | 300 м |
| Нефтепровод диаметром 150–300 мм | 500 м |
| Нефтепровод диаметром 300–500 мм | 800 м |
| Газопровод высокого давления I категории (0,6–1,2 МПа) диаметром до 300 мм | 10 м |
| Газопровод высокого давления II категории (0,3–0,6 МПа) | 7 м |
| Газопровод среднего давления (0,005–0,3 МПа) | 4 м |
Жилые здания, сооружения и другие постройки, расположенные к трубопроводам ближе, чем установлено СНиП, подлежат сносу. Средства на снос обязаны выделить физические и юридические лица, допустившие нарушение.
Проведение любых видов работ
Чтобы получить разрешение у нефтетранспортной организации, компания или частное лицо должны разработать соответствующую проектную документацию.
Перед проведением работ участок зоны нефтепровода обследуют специалисты предприятия, занимающегося эксплуатацией трубопровода. Это необходимо для устранения неисправностей и определения технического состояния оборудования.
Если установлено, что нефтепровод и вспомогательные устройства требуют ремонта, организация-владелец может запретить работы в охранной зоне до его завершения.
Перед проведением любых работ землевладелец обязан уведомить об их начале представителя организации трубопроводного транспорта. Если мероприятия требуют присутствия специалиста компании, занимающейся трубопроводным транспортом, он должен быть приглашен за 5 суток до начала работ или ранее.
Со своей стороны нефтетранспортное предприятие обязуется обеспечить явку специалиста к месту работ и полный контроль за обеспечением сохранности нефтепровода.
Ограничения, принятые в охранной зоне
Из-за установленного режима безопасности на прилегающей к трубопроводу территории нельзя проводить мероприятия, которые вызывают нарушение целостности грунта.
Земельные участки в частном или кооперативном владении, по которым проходит санитарная зона нефтепроводов, не изымаются у владельцев. Землепользователи могут проводить на них сельскохозяйственные или иные работы при условии соблюдения СНиП.
Мероприятия, требующие письменного разрешения эксплуатирующей организации
Для проведения следующих видов работ на санитарно-защитной территории нефтепровода потребуется получить письменное разрешение от представителя нефтетранспортной организации:
- Сооружение мелиоративных систем, осушение и орошение участка.
- Строительство и монтаж зданий и сооружений.
- Устройство стоянок для средств транспорта и сельскохозяйственных машин.
- Складирование кормов и удобрений, посадка деревьев или кустарников.
- Ловля рыбы, выпас скота.
- Производство геологоразведочных и поисковых работ.
- Проведение исследований, требующих сооружения скважин, почвенных разрезов или взятия проб грунта с больших глубин.
Организации, выполняющие указанные виды работ на охранной территории нефтепровода, обязаны соблюдать меры безопасности, обеспечивающие сохранность трубопровода.
Запрещенные мероприятия
Санитарно-защитная зона нефтепровода исключает проведение любых мероприятий, которые могут повредить оборудование или нарушить технику безопасности. К ним относятся:
- Демонтаж, повреждение или перенос указателей трасс подземных трубопроводов и сигнальных знаков.
- Любое строительство ближе расстояния, указанного в СНиП.
- Организовывать слеты, фестивали и другие мероприятия с большим количеством участников.
- Устраивать свалки.
- Повреждать оборудование нефтепровода, проникать внутрь вспомогательных сооружений, открывать люки колодцев, задвижки и краны.
- Разводить огонь.
- Складировать строительные и другие материалы, размещать оборудование.
За умышленное повреждение нефтепровода и разгерметизацию нефтепродуктов законодательством предусмотрена ответственность.
Охранные зоны обязательны для обеспечения сохранности опасных промышленных объектов, экологической безопасности и защиты жизни и здоровья людей. По действующему законодательству границы защитных участков могут пересекаться или накладываться друг на друга.
Источник: pronormy.ru