Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow РД 153-39.4-114-01  
25.04.2018
    
РД 153-39.4-114-01

Министерство энергетики Российской Федерации

СОГЛАСОВАНО

Федеральный горный и

Промышленный надзор России

Госгортехнадзор России

Письмо № 10-03/971

От 26.12.2001 г.

УТВЕРЖДЕНО

Первый вице-президент

ОАО "АК "Транснефть"

_____________ В.В. Калинин

28.12.2001 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА
ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ
НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

РД 153-39.4-114-01

Вице-президент

ОАО "АК "Транснефть"

____________ Ю.В. Лисин

Директор ИПТЭР

академик АН РБ

_____________ А.Г. Гумеров

Дата введения 20.02.2002

1 Определения

В настоящем руководящем документе применяются следующие термины с соответствующими определениями:

Авария на магистральном нефтепроводе

Авария на объекте магистрального нефтепровода - внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими событиями

Инцидент на магистральном нефтепроводе

Отказ или повреждение оборудования, технических устройств, применяемых на объектах, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов, других Федеральных законов и иных нормативных правовых актов РФ, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах магистрального нефтепровода

Патрульная (поисковая) группа

Бригада из 3-х или более человек во главе со старшим   группы из инженерно-технических работников, предназначенных для поиска, обнаружения, закрытия задвижек и принятия мер по предупреждению и организации мер безопасности на месте аварий

Дефектный участок нефтепровода

Участок нефтепровода, содержащий один и более дефектов

Катушка

Часть трубы размером не более длины заводской секции трубы, вваренная в нефтепровод с помощью кольцевых стыков с двух торцов, либо вырезаемая из нефтепровода

 

2 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2.1 Правила устанавливают порядок организации и выполнения работ по обнаружению, локализации и ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах.

2.2 Правила предназначены для специалистов предприятий и организаций, эксплуатирующих и выполняющих работы по ремонту и реконструкции магистральных нефтепроводов и их объектов, входящих в систему открытого акционерного общества акционерной компании по транспорту нефти "Транснефть" (в дальнейшем ОАО "АК "Транснефть").

2.3 Положениями руководящего документа устанавливаются и регламентируются: порядок обнаружения аварии, организация выезда патрульной группы для определения места аварии; порядок организации и проведения аварийно-восстановительных работ (АВР); меры по охране труда при выполнении работ на объектах магистральных нефтепроводов (МП), защите окружающей природной среды.

2.4 На основании положений настоящих Правил и с учетом требований нормативных документов, указанных в Приложении А, ОАО МП, РНУ (УМН) должны организовывать разработку планов ликвидации возможных аварий на объектах МП, регламентов и инструкций по выполнению аварийно - восстановительных работ (по технологическим операциям).

При отсутствии в структуре управления ОАО МП РНУ (УМН) обязанности последних должны выполняться ОАО МН.

3 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА АВАРИЙ

3.1 Аварией на магистральном нефтепроводе считается внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

- смертельным травматизмом людей;

- травмированием людей с потерей трудоспособности;

- воспламенением нефти или взрывом её паров;

- загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

- утечками нефти объемом 10 м3 и более.

3.2 Инцидент на объектах МН - это отказ или повреждение оборудования или технических устройств на объектах МН, отклонения от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах МН, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м3 без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.

4 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОБНАРУЖЕНИЯ АВАРИЙ

4.1 Для обнаружения места аварий и аварийных утечек нефти на магистральном нефтепроводе могут применяться методы: визуальный, контроля давления, графоаналитический, балансового учета нефти, анализа изменения нагрузки электродвигателей, приборной диагностики (ультразвуковой и акустический), параметрического контроля расхода и давления.

4.2 Основными признаками аварии или аварийной утечки при их визуальном обнаружении являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонними лицами.

4.3 Обнаружение аварий и повреждений методом контроля за давлением в нефтепроводе осуществляется по показаниям манометров, установленных на НПС и трассе нефтепровода. Снижение давления на выкиде или на приеме НПС более, чем на 0,15 МПа (1,5 кг/см2) от установленной технологическими картами или режимами перекачки величины ("установившегося режима"), указывает на наличие аварийной утечки или повреждение нефтепровода. Изменение давления должно сопровождаться звуковым и световыми сигналами в операторной НПС и районном диспетчерском пункте.

Метод позволяет определить только наличие утечек на нефтепроводе и не указывает места повреждения на трассе нефтепровода.

4.4 Графоаналитический метод обнаружения утечки на ЛЧ МН основан на построении линий гидравлического уклона трубопровода на участке нарушения герметичности. Метод определяет место повреждения нефтепровода.

Погрешность определения места утечки графоаналитическим методом составляет около 10 % от длины нефтепровода между соседними работающими НПС.

4.5 При обнаружении аварии на основе метода балансового учета нефти проводится сравнение количества откачанной и поступившей нефти на пункты контроля.

Метод обнаруживает наличие утечки, величина которой составляет более 2 % расхода перекачиваемой нефти по нефтепроводу.

4.6 Метод обнаружения утечек на ЛЧ МН на основе анализа причин изменения нагрузки электродвигателей приводов магистральных насосных агрегатов основан на регистрации изменения нагрузки более 3 % от установившейся на данном режиме перекачки.

4.7 Обнаружение наличия утечек нефти на нефтепроводе может осуществляться с использованием системы обнаружения утечек (СОУ), принцип действия которой основан на непрерывном контроле изменений параметров расхода и давлений на нефтепроводе.

Величина обнаруживаемой утечки и её место устанавливаются с точностью в соответствии с паспортными данными системы.

4.8 ОАО МН разрабатывает для каждого МН Регламент действия оперативного персонала при аварийных ситуациях с указанием порядка действия оперативного персонала, работы систем автоматики и телемеханики при обнаружении аварии.

При обнаружении признаков аварии системы автоматики и телемеханики должны обеспечить остановку нефтепровода и закрытия линейных задвижек в режиме телеуправления по программе разработанной для каждого нефтепровода.

5 ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

5.1 Оповещение о возникновении аварии

5.1.1 При получении сообщения об аварии на нефтепроводе или падении давления на выкиде НПС или трассе нефтепровода, увеличении нагрузки на электродвигатели, оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру РДП, РНУ (УМН) и начальнику ЛПДС, НПС.

5.2.1 Аварийно-восстановительные службы, обходчики нефтепроводов при осмотре трассы нефтепровода и обнаружении выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока должны:

- сообщить о выходе нефти оператору НПС и диспетчеру РДП;

- продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

- приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПЛА.

При облете трассы и обнаружении выхода нефти летный наблюдатель или бортовой оператор должны:

- сообщить через диспетчера аэропорта диспетчеру РНУ (УМН) об обнаруженном месте выхода нефти;

- сделать круг над ближайшей ЛПДС (НПС) и сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода нефти;

- продублировать свое сообщение диспетчеру РДП с ближайшего аэропорта;

- находиться на связи в ожидании указаний диспетчера РДП.

5.1.3 Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла авария, после получения сообщения об аварии, обязан доложить руководству РНУ (УМН), принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ (УМН) или ответственного руководителя по ликвидации аварии, назначенного приказом по ОАО МН.

5.1.4 Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:

- остановить перекачку нефти по аварийному участку нефтепровода и отключить аварийный участок в режиме телеуправления в соответствии с Регламентом действия оперативного персонала при аварийных ситуациях;

- немедленно известить об аварии руководство РНУ (УМН), начальника ЦРС (СУПЛАВ), диспетчера ОАО МН, диспетчера связи ПТУС;

- организовать контроль за выездом аварийно-восстановительной бригады, патрульной группы.

5.1.5 Диспетчер ОАО МН, получив известие об аварии, обязан:

- немедленно сообщить о возникновении аварии генеральному директору ОАО МН, его заместителям, руководству ПТУС, диспетчеру ОАО "АК "Транснефть" по форме указанной в Регламенте представления срочных донесений об авариях и отказах на магистральных нефтепроводах, НПС и РП и их учет;

- уточнить с диспетчером РДП схему и порядок отключения аварийного участка;

- контролировать ход выполнения мероприятий по ликвидации аварии.

5.1.6 После обнаружения аварии или аварийной утечки нефти ОАО МН обязано уведомить об аварии в территориальный орган Госгортехнадзора России и другие инспектирующие органы.

5.1.7 Главный диспетчер ОАО "АК "Транснефть" при получении информации о возникновении аварии или повреждения с выходом нефти должен:

- уточнить информацию об аварии (источник полученной информации, время, дата, наименование объекта, привязка по трассе, характер и последствия аварии, угроза нанесения ущерба, принятые меры, сведения об ответственном руководителе организации работ, периодичности представления информации о ходе производства АВР);

- доложить руководству и в отделы ОАО "АК "Транснефть" об аварии, о принятых мерах и изменении ситуации в распределении грузопотоков;

- сообщить об аварии диспетчеру ОАО "Связьтранснефть";

- осуществлять постоянный контроль за выполнением плана-графика и представлением информации в ОАО "АК "Транснефть";

- доложить руководству ОАО "АК "Транснефть" о готовности объекта к возобновлению перекачки нефти.

5.2 Организация поиска места аварии

5.2.1 При поступлении сообщения об аварии, для определения места повреждения трубопровода, начальник ЛПДС, технический руководитель НПС должны оперативно выслать на трассу нефтепровода патрульную (поисковую) группу и бригаду на закрытие линейных задвижек для локализации поврежденного участка.

5.2.2 Время на сбор патрульной группы устанавливается: в рабочее время - 0,5 ч, в нерабочее время - 2 ч; время на обследование участка нефтепровода не должно превышать: в светлое время - 3 ч, в темное (ночное) время - 4 ч.

5.2.3 При благоприятных погодных условиях в светлое время суток обнаружение места аварии может проводиться с использованием воздушных транспортных средств.

5.2.4 Для обеспечения обследования трассы нефтепровода за указанное в 5.2.2 время, при необходимости, направляется несколько патрульных групп.

5.2.5 Количество патрульных (поисковых) групп и время на обнаружение места аварии для конкретных участков МН должны быть определены в ПЛА в зависимости от расположения повреждения на трассе, расстояния от места дислокации ABC до предполагаемого места повреждения, погодных условий, времени года и суток, наличия препятствий на трассе нефтепровода (водных или других преград).

5.2.6 Патрульная группа, выезжающая на осмотр трассы и закрытие линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти, необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи. Перечень необходимого оборудования и материалов устанавливается отделом эксплуатации РНУ (УМН) с учетом состояния сооружений ЛЧ МН.

5.2.7 При обнаружении места выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, диспетчеру РДП, указав при этом:

- точное место аварии;

- обстановку на местности;

- характер истечения и разлива нефти;

- наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти;

- состояние подъездных дорог и проездов.

5.2.8 Патрульная группа, обнаружившая выход нефти, должна:

- принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;

- закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ (УМН);

- обозначить место выхода и разлива нефти предупредительными знаками;

- принять меры по локализации растекания нефти;

- в случае выхода нефти вблизи населенного пункта обратиться за помощью к представителям местных властей для организации работ по предотвращению растекания нефти.

5.2.9 Линейные задвижки на поврежденном участке закрываются в режиме телеуправления с РДП или по месту патрульной группой или бригадой направленной для этих целей.

5.3 Организация ликвидации аварий

5.3.1 Работы по организации ликвидации аварий должны проводиться в соответствии с разработанными Планами ликвидации возможных аварий (ПЛА) для объектов МН, расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации аварий не должна превышать 80 ч. в обычных условиях, с увеличением на 30-50 % для болотистых трасс. Расчет времени выполнения видов работ в зависимости от диаметр МН, приведен в приложении И.

5.3.2 Для оперативного руководства аварийно-восстановительными работами должен быть создан штаб ликвидации аварии. Персональный состав штаба устанавливается приказом генерального директора ОАО МН.

Работы по ликвидации аварий должен возглавлять генеральный директор или главный инженер ОАО МН.

Работы по ликвидации инцидента должны выполняться под руководством начальника или главного инженера РНУ (УМН).

5.3.3 Руководство АВР с начала возникновения аварии на объектах линейной части, НПС, ЛПДС, нефтебаз осуществляется руководителями этих объектов, в дальнейшем - ответственным руководителем по ликвидации аварии, назначенным приказом генерального директора ОАО МН.

5.3.4 Ответственный руководитель по ликвидации аварии обязан:

- срочно прибыть к месту аварии;

- организовать связь с районным диспетчерским пунктом (РДП);

- уточнить характер аварии и определить возможный объем стока нефти;

- принять меры, исключающие возможность попадания нефти на территорию населенных пунктов, в водоемы, на автомобильные и железные дороги;

- принять меры по предотвращению возможности возгорания разлитой нефти;

- организовать сбор вытекшей нефти;

- определить способ опорожнения дефектного участка нефтепровода от нефти;

- организовать выполнение АВР;

- принять решение о способе ликвидации аварии применительно к конкретным условиям;

- в соответствии с принятым способом ликвидации аварии организовать прибытие на место аварии необходимого количества аварийных бригад, техники и технических средств, средств связи для обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, принять меры по оповещению населения и подключению дополнительных средств ремонта;

- назначить своего заместителя, связных и ответственного за ведение оперативного журнала, а также других ответственных лиц, в соответствии с конкретной сложившейся обстановкой;

- организовать каждые три часа письменное сообщение в ОАО МН о ходе работ по устранению аварии;

- организовать размещение бригад, обеспечить их отдых и питание;

- после завершения сварочно-монтажных работ по ликвидации аварии, при положительных результатах контроля сварных соединений, сообщить телефонограммой диспетчеру ОАО МН или РНУ (УМН) об окончании работ и готовности нефтепровода к заполнению нефтью и возобновлению перекачки;

- укомплектовать группы, назначить ответственных по открытию линейных задвижек;

- проконтролировать визуально герметичность отремонтированного участка, сварных швов и других технологических соединений после пуска нефтепровода и достижения в нем рабочего давления, доложить о состоянии участка диспетчеру;

- организовать оформление исполнительно-технической документации на выполненный ремонт нефтепровода;

- организовать устранения последствий аварий и сдачу землевладельцам и инспектирующим органам очищенные территории и водоемы.

5.4 Методы ликвидации аварий

5.4.1 Ликвидация аварий нефтепровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянным методам относится вырезка катушки или участка нефтепровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы, заварка свищей с установкой "чопиков" (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены на срок не более одного месяца установка необжимной приварной муфты, муфты с коническими переходами, галтельные муфты, с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.

5.4.2 Восстановление аварийного участка нефтепровода путем вырезки и замены на новый проводится при:

- наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;

- разрыве кольцевого монтажного шва;

- разрыве продольного сварного шва или металла трубы.

5.4.3 Ремонт нефтепровода путем вырезки и замены разрушенного участка на новый проводится с обеспечением безопасных условий выполнения сварочно-монтажных работ (остановки перекачки нефти, закрытия линейных задвижек, уборки разлитой нефти на месте повреждения, герметизации внутренней полости нефтепровода).

5.4.4 При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать следующим требованиям:

- катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести (заводское испытательное давление) в соответствии со СНиП 2.05.06-85*;

- труба, из которой изготовлена катушка должна быть подвергнута дефектоскопии металла и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

- катушки должны иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативным документов.

5.4.5 Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок ("чопиков") и обваркой. Для обеспечения плотности "чопики" изготавливаются диаметром до 12 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. "Чопик" не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы не более, чем на 5 мм.

"Чопик" забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм, с шириной обварки 4-5 мм по периметру "чопика". "Чопики" должны изготавливаться из низкоуглеродистых сталей Ст3, 10 согласно ГОСТ 11050.

Не допускается устанавливать более одного "чопика" по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между "чопиками" по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.

Схема монтажа "чопика" приведена в приложении Е.

5.4.6 Повреждения типа сквозных коррозионных свищ или несанкционированные врезки, могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками.

5.4.7 При ремонте повреждений временными методами для прекращения течи нефти из нефтепровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин, домкратов, с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

5.4.8 При ремонте повреждений путем применения ремонтных муфт и приваркой патрубков с заглушками технология их монтажа, применяемые материалы, контроль качества работ должны соответствовать требованиям "Технологии сварочно-монтажных работ по установки ремонтных конструкций на действующие магистральные нефтепроводы ОАО "АК "Транснефть".

5.4.9 При выполнении АВР, для опорожнения нефтепровода и закачки собранной нефти, в нефтепровод врезаются отводы с задвижками ДУ 100-200, Ру 64.

Количество отводов с задвижкой определяется в зависимости от объема освобождаемого нефтепровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МП и соответствовать требованиям нормативных документов.

5.4.10 При выполнении АВР применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих элементов, соединительных деталей нефтепроводов, технология сборки и сварки должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, ТУ 102-488-95, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

5.4.11 Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются:

- в сальниковых устройствах - донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений, после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в нефтепроводе;

- во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) - заменой прокладок, с остановкой перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением участка нефтепровода;

- при разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства - заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу, опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки дефектной задвижки и монтажом новой задвижки.

5.5 Ликвидация аварий на участках магистральных нефтепроводов в обычных условиях

5.5.1 Аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

- сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;

- подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

- вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована;

- освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;

- вырезка дефектного участка нефтепровода;

- герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;

- монтаж и вварка катушки;

- заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти;

- контроль качества сварных швов;

- пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим;

- изоляция отремонтированного участка нефтепровода;

- засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.

Сооружение земляного амбара. Сбор нефти

5.5.2 Для предотвращения разлива и возможности попадания вытекшей нефти в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм, с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти.

5.5.3 В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары близлежащих НПС, неповрежденные участки аварийного нефтепровода или параллельно проложенные нефтепроводы.

5.5.4 При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:

- объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти из нефтепровода;

- основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;

- уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования на 0,5 м.

5.5.5 Амбар для сбора нефти должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР (допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре воздуха ниже 10 °С).

5.5.6 В целях предотвращения перелива нефти из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.

5.5.7 Для отвода разлитой нефти в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный нефтепровод диаметром 150-200 мм.

5.5.8 Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами) или с использованием энергии взрыва.

Подготовка ремонтной площадки и размещение технических средств

5.5.9 В зависимости от вида дефекта и технологии ликвидации аварии, применяемых и привлекаемых для этого технических средств, с учетом природно-климатических и погодных условий, рельефа местности, а также в соответствии с требованиями охраны труда и пожарной безопасности подготавливается ремонтная площадка.

5.5.10 Технические средства (сварочные агрегаты, насосно-компрессорные установки и другие несамоходные механизмы) должны устанавливаться на спланированной горизонтальной площадке.

Размеры площадки определяются габаритами механизмов, условиями их обслуживания. При этом механизмы должны находиться на расстоянии не менее 1 м от края площадки.

5.5.11 При сооружении ремонтной площадки при необходимости следует выполнить мероприятия по отводу поверхностных вод путем сооружения отводной (обводной) канавы, водосборного котлована или защитной дамбы выше ремонтной площадки.

5.5.12 Площадка для проведения ремонтно-восстановительных работ должна быть подготовлена до начала работ по вскрытию нефтепровода.

Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована

5.5.13 Работы по вскрытию аварийного участка нефтепровода и сооружению ремонтного котлована должны выполняться только после определения точного места аварии.

5.5.14 Вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована выполняется одноковшовым экскаватором с соблюдением мер предосторожности, исключающих повреждения поверхности трубы, особенно за пределами дефектного участка. Необходимое количество экскаваторов определяется в зависимости от объема земляных работ. Наиболее эффективно выполняется разработка котлована двумя экскаваторами одновременно.

5.5.15 Размеры котлована должны обеспечивать возможность выполнения аварийных работ в нем (центровку труб, сварку неповоротных стыков, контроль сварных швов, изоляцию отремонтированного участка и др.).

Глубину котлована Н рекомендуется определять по формуле:

Н = h + Дн + 0,6, м,                                                         (5.1)

где Дн - наружный диаметр нефтепровода, м;

h - высота от верха трубы до поверхности земли, м.

При этом расстояние от низа трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м.

Длину котлована L рекомендуется определять по формуле:

L = l + (2 ¸ 3), м,                                                             (5.2)

где l - длина разрушенного (дефектного) участка нефтепровода, м.

Ширина котлована В определяется:

В = Дн + 3, м,                                                                 (5.3)

где Дн - наружный диаметр нефтепровода, м.

При разработке котлована его ширину принимают из условия возможности работы обслуживающего персонала с грузоподъемными машинами или механизмами.

5.5.16 Ремонтный котлован с вертикальными стенками устраивается в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод (табл. 5.1) в соответствии с п. 9.9 СНиП III-4-80*.

Таблица 5.1 - Допускаемая глубина ремонтного котлована с вертикальными стенками различных грунтов

Грунт

Глубина котлована, м

Насыпной, песчаный, гравелистый

1,00

Супесчаный

1,25

Суглинистый

1,25

Глинистый

1,50

Особоплотный нескальный

2,00

Для сооружения котлована большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения, в зависимости от состава грунта, при уровне грунтовых вод ниже глубины выемки (табл. 5.2), в соответствии с требованием п. 9.10 СНиП III-4-80*.

Таблица 5.2 - Наибольшая допустимая крутизна откосов котлована в грунтах естественной влажности

Грунт

Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более

1,5

3

5

Насыпной

1:0,67

1:1

1:1,25

Песчаный и гравелистый (влажный, но не насыщенный)

1:0,5

1:1

1:1

Супесь

1:0,25

1:0,67

1:0,85

Суглинок

1:0

1:0,5

1:0,75

Глина

1:0

1:0,25

1:0,5

Лессовый сухой

1:0

1:0,5

1:0,5

При сильном притоке грунтовых вод необходимо устраивать крепление стенок котлована и одновременно принимать меры по понижению уровня грунтовых вод откачкой водоотливными агрегатами или насосами.

5.5.17 Для обеспечения возможности быстрого выхода работающих из траншеи следует устанавливать стремянки (с уклоном 1:3 с планками через 0,20-0,25 м) из расчета 2 лестницы на 5 человек, работающих в траншее, и устраивать выходы (не менее двух) с противоположных сторон.

Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти

5.5.18 Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти может проводиться:

- самотеком через поврежденное место и откачкой её в амбар для сбора по временному нефтепроводу;

- откачкой передвижными насосными агрегатами в земляные амбары и другие емкости;

- откачкой из поврежденного нефтепровода в параллельный нефтепровод.

5.5.19 Для откачки нефти из нефтепровода, на расстоянии не менее 30 м от намеченного места реза дефектного участка, к нефтепроводу приваривается отвод с задвижкой и прокладывается временный сборный нефтепровод диаметром 150 мм до земляного амбара или других емкостей для сбора нефти.

Агрегаты (типа ПНА-1, ПНА-2, ПНУ-1, ПНУ-1М) для откачки или закачки нефти должны устанавливаться от амбара или места закачки нефти в нефтепровод на расстоянии не менее 50 м согласно Правил ВППБ 01-05-99.

После перекрытия аварийного участка при пропуске отсекающих задвижек, осуществляется отвод ("перехват") поступающей нефти путем резки в трубопровод на нижней точке по профилю трассы отверстия диаметром до 12 мм или патрубка с задвижкой диаметром до 100 мм. Количество отверстий или врезаемых патрубков определяются объемом пропускаемой нефти задвижками.

Пример расчета диаметра врезаемых патрубков и количества "перехватов" приведен в приложении Г.

5.5.20 Одновременно с освобождением нефтепровода должны продолжаться работы по сбору разлитой нефти, предотвращению дальнейшего распространения её по поверхности земли, попаданию в населенные пункты, водоемы, реки, на железнодорожные и автомобильные магистрали.

5.5.21 После ремонта нефть из земляных амбаров и других емкостей передвижными насосными агрегатами по временному нефтепроводу должна быть закачана в нефтепровод.

Вырезка дефектного участка

5.5.22 Способ вырезки дефектных участков выбирается в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и условий безопасности ведения работ.

5.5.23 Вырезка дефектной катушки производится после подготовки ремонтного котлована, очистки его от нефти, подготовки трубопровода (зачистки от грязи, изоляции) в местах резки.

Перед вырезкой поврежденного участка, за пределами вырезаемой катушки, на трубопроводе должна быть установлена шунтирующая перемычка с сечением 16 мм2.

Подключение шунтирующих элементов (кабеля) к трубопроводу может выполняться:

- гибкими стальными лентами, навитыми с натяжкой на очищенную поверхность трубы;

- стальными болтами диаметром 12-15 мм, ввинченными в просверленные в стенке трубы ручной или пневматической дрелью глухие отверстия, с оставленной толщиной стенки трубы не менее 3 мм;

- сваркой соединительных наконечников, в случае отсутствия нефти и загазованности в рабочем котловане и трубопроводе.

5.5.24 Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва должна осуществляться в соответствии с требованиями Единых правил безопасности при взрывных работах, утвержденных Госгортехнадзором России, эксплуатационной документацией на кумулятивные заряды и средства взрывания, действующими инструкциями и положениями о порядке хранения, учета, использования и транспортирования взрывчатых материалов.

5.5.25 Взрывные работы должны проводиться по типовому проекту производства взрывных работ на магистральных нефтепроводах или по отдельному проекту для конкретного единичного случая.

Проект производства работ разрабатывается и утверждается руководителем организации, проводящей взрывные работы (имеющей соответствующую лицензию Госгортехнадзора), и согласовывается руководителем предприятия, на объектах которого ведутся взрывные работы.

5.5.26 Способ резки с применением энергии взрыва может применяться для нефтепроводов полностью заполненных нефтью, частично заполненных и полностью опорожненных, с неудаляемыми остатками нефти на стенках.

5.5.27 Установка зарядов для резки на нефтепроводе проводится в соответствии с проектом производства взрывных работ, с соблюдением установленных мер безопасности и в соответствии с инструкциями по применению типов зарядов. При демонтаже дефектного участка, арматуры и соединительных деталей вырезку рекомендуется проводить тремя резами.

5.5.28 Вырезка дефектного участка может осуществляться с применением труборезных машин с приводами во взрывобезопасном исполнении, предназначенных для резки труб, имеющих сертификат соответствия требованиям промышленной безопасности и разрешение Госгортехнадзора России на их применение.

5.5.29 Вырезка дефектных участков осуществляется одновременно двумя труборезными машинами.

5.5.30 Перед началом работы по резке труб необходимо разработать котлован с подкопом ниже трубы не менее 600 мм, а также подготовить емкость для смазочно-охлаждающей жидкости, которая требуется для охлаждения режущего инструмента. После освобождения трубы от грунта зачистить от изоляции места установки МРТ на длине 600-700 мм. Труборезные машины устанавливают на трубе согласно требованиям Руководства по эксплуатации на данные машины и в соответствии со схемами вырезки катушек, задвижек и соединительных деталей на расстоянии не менее 1,5 м между ними.

Герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода

5.5.31 Для предотвращения выхода из нефтепровода взрывопожароопасных газов и нефти к месту ведения огневых работ, а также предотвращения загазованности места производства АВР, внутреннюю полость нефтепровода необходимо перекрыть на весь период выполнения сварочно-монтажных работ.

5.5.32 Перекрытие внутренней полости нефтепровода может проводиться тампонами-герметизаторами, механическими устройствами или глиняными тампонами.

5.5.33 При перекрытии нефтепровода тампонами-герметизаторами из резинокордной оболочки, их применение и установка проводятся согласно Инструкции РД 39-00147105-009-96.

При перекрытии внутренней полости нефтепровода механическими перекрывающими устройствами их установка проводится согласно инструкции по их применению.

При применении глиняных тампонов, для ограничения объема тампона и обеспечения большей плотности укладывания глины, необходимо предусматривать установку упоров в нефтепроводе в виде резиновых шаров, стенки из кирпича-сырца.

5.5.34 В качестве герметизирующего материала могут применяться глина, тампонажная глина и кирпич сырец из красной глины. В составе глины не должны быть посторонние включения.

Тампон из глины или кирпича-сырца создается послойной укладкой и трамбованием длиной не менее двух диаметров трубы нефтепровода по верхней образующей. Торец тампона должен располагаться на расстоянии не менее 400 мм от сварного стыка.

При использовании глиняных тампонов необходимо контролировать герметичность путем осмотра его торцевой части на наличие трещин и усадки по верхней образующей трубы, а также отбором и анализом проб воздуха. При необходимости перед установкой катушки для сварки проводится дополнительная трамбовка тампона с добавлением свежей глины. При отрицательной температуре воздуха необходимо принимать меры по теплоизоляции тампона снаружи нефтепровода. Во избежание потери герметичности тампона не допускаются удары по трубе и её вибрация от работающих машин и механизмов.

5.5.35 Для отвода избыточного давления и контроля за наличием во внутренней полости нефтепровода уровня нефти, на расстоянии не менее 30 м от тампонов на верхней образующей нефтепровода высверливаются контрольные отверстия диаметром 8-12 мм. Для контроля за местоположением и последующей заварки отверстий в них устанавливаются сигнальные флажки на алюминиевой проволоке.

В случае обнаружения поступления нефти к тампонам и избыточного давления в трубопроводе, создающих угрозу безопасности ведения сварочных работ, принимаются соответствующие меры по отводу газов на безопасное расстояние от места производства работ, а также отведению поступающей нефти в специальные емкости, в экстренных случаях - во временный котлован.

После завершения восстановительных работ отверстия в трубопроводе и болты, указанные в 5.5.23, должны быть заглушены и обварены как указано в 5.4.5 настоящих Правил.

5.5.36 При применении тампонов-герметизаторов и механических перекрывающих устройств, контроль их прохождения, при заполнении трубопровода нефтью, осуществляется сигнализаторами контроля прохождения диагностических устройств или скребков.

5.5.37 После герметизации нефтепровода ремонтный котлован и поверхность нефтепровода должны быть очищены от остатков нефти и горючих материалов.

Перед началом огневых работ в котловане и трубопроводе перед тампонами следует замерить концентрацию паров нефти для определения возможности ведения огневых работ. Рабочее место сварщика должно быть защищено от солнечных лучей, атмосферных осадков, ветра.

Монтаж и вварка катушки

5.5.38 Сварочно-монтажные работы при замене дефектного участка должны выполняться с соблюдением требований СНиП III-42-80* и ВСН 006-89, ВППБ 01-05-99 и других нормативных документов.

5.5.39 До начала сварочно-монтажных работ для обеспечения надежной работы нефтепровода в будущем на вскрытом участке необходимо за пределами дефектного участка проверить остаточную толщину стенки труб, наличие очагов коррозионного разрушения металла, дефектов, которые со временем могут привести к повторной аварии.

5.5.40 Длина монтируемого участка нефтепровода взамен вырезанного должна быть больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны.

Минимальная длина монтируемой катушки должна быть не менее диаметра нефтепровода.

5.5.41 Расстояние от торца катушки до кольцевого монтажного шва на основном нефтепроводе должно быть не менее диаметра трубы.

5.5.42 При монтаже катушки продольные швы катушки и трубы, с которой она стыкуется, должны быть смещены не менее чем на 100 мм.

5.5.43 В тех случаях, когда концы нефтепровода после вырезки дефектного участка, вследствие напряженного состояния, расходятся, для обеспечения возможности центровки труб, необходимо концы нефтепровода от дефектного участка раскопать на длину до обеспечения радиуса упругого изгиба в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

5.5.44 Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий, должны обозначаться личным клеймом сварщика.

5.5.45 Сварка намагниченных (например, в результате пропуска диагностических устройств) нефтепроводов проводится по специальной технологии с использованием методов, приборов и приспособлений в соответствии с «Рекомендациями по размагничиванию труб при ремонтных работах на нефтепроводах диаметром до 1220 мм» (М. ВНИИСТ, 1998) или «Методом компенсации намагниченных трубопроводов с использованием приборов ПКНТ», позволяющих изменять ориентацию магнитных полей и вести сварочные работы на намагниченных нефтепроводах.

5.5.46 Стали труб и соединительных деталей, применяемых при монтаже и соединении сваркой в ходе АВР на трубопроводе, по своим механическим свойствам и химическому составу должны быть аналогичными стали труб ремонтируемого нефтепровода и отвечать требованиям СНиП 2.05.06-85*.

Контроль качества сварных швов

5.5.47 В процессе сборки и сварки стыков ремонтируемого участка нефтепровода мастером ABC должен осуществляться пооперационный контроль качества сварочных работ.

5.5.48 Все законченные сварные стыки, после очистки их от шлака, брызг металла подвергаются внешнему осмотру непосредственными исполнителями.

5.5.49 Все монтажные сварные стыки, выполненные дуговой сваркой, в условиях центральной базы производственного обслуживания, при заготовке деталей конструктивных элементов, или на трассе нефтепровода, при замене дефектного участка, подлежат 100 % контролю физическими методами с учетом требований СНиП III-42-80*, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Все кольцевые стыковые сварные швы подлежат 100 % радиографическому контролю.

Угловые сварные швы, продольные швы при монтаже муфт, выполненные на нефтепроводе при ремонтных работах, подлежат 100 % контролю ультразвуковым методом.

Сварные швы, соединяющие трубы, арматуру или детали с разной толщиной стенок подлежат 100 % контролю радиографическим и ультразвуковым методами.

Наплавки на стенке нефтепровода, выполненные при устранении повреждений (коррозионных повреждений, рисок, царапин), а также швы обваренных «чопиков», болтов подлежат 100 % контролю магнитографическим или ультразвуковым методами.

5.5.50 Сварные соединения считаются годными, если по результатам визуального контроля и обмера, а также после контроля неразрушающими методами, удовлетворяют требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89 и в них не обнаружены дефекты или при обнаружении дефектов, величина, количество и плотность распределения которых не превышает допустимые нормативные значения.

5.5.51 Сварные соединения, в которых по результатам контроля обнаружены недопустимые дефекты (признанные "не годными"), подлежат удалению или ремонту.

5.5.52 Все отремонтированные сварные стыки должны быть вновь подвергнуты внешнему осмотру и неразрушающему контролю. Повторный ремонт стыков не допускается.

Подготовка и пуск нефтепровода в работу

5.5.53 После завершения работ по контролю качества сварных швов и исправления обнаруженных при этом дефектов, ответственный за ликвидацию аварии сообщает диспетчеру ОАО МП о готовности нефтепровода для заполнения нефтью.

5.5.54 После согласования с ОАО "АК "Транснефть" по распоряжению диспетчера ОАО МН открывают линейные задвижки. Через вантузы выпускается воздух из нефтепровода.

5.5.55 При заполнении отремонтированного нефтепровода нефтью давление следует увеличивать равномерно с постоянным контролем за показаниями приборов.

5.5.56 После заполнения нефтепровода нефтью, визуально проверяется плотность (герметичность) отремонтированного участка.

После пуска нефтепровода и вывода его на рабочий режим, отремонтированный участок нефтепровода в течение 8 ч контролируется на герметичность.

Противокоррозионная изоляция отремонтированного участка нефтепровода

5.5.57 Противокоррозионная изоляция отремонтированного участка нефтепровода должна проводиться в соответствии с ГОСТ Р 51164 после получения положительных результатов контроля качества сварочных работ и опрессовки отремонтированного участка рабочим давлением.

5.5.58 Качество изоляционного покрытия должно контролироваться внешним осмотром, приборным контролем адгезии изоляционного покрытия к стали и сплошности.

5.5.59 Осмотр изоляционного покрытия проводится в процессе наложения каждого слоя изоляции. В изоляционном покрытии не должно быть пузырей, складок, зазоров между витками, разрывов.

5.5.60 Контроль адгезии изоляционного покрытия, в зависимости от типа изоляционного материала, проводится согласно ГОСТ Р 51164 по методу А - для изоляционных покрытий из полимерных лент и по методу Б - для защитных покрытий на основе битумных мастик.

5.5.61 Контроль изоляционного покрытия на сплошность выполняется искровыми дефектоскопами (типа КРОНА-2И).

Засыпка ремонтного котлована

5.5.62 Засыпать ремонтный котлован следует после завершения изоляционных работ, проверки качества изоляции с учетом требований СНиП III-42-80*, РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта МН.

При засыпке ремонтного котлована расположенного в скальных, гравийных и галечниковых грунтах подсыпку под трубопровод следует выполнить из мягкого грунта толщиной не менее 20 см с подбивкой и выполнить присыпку над ним таким же грунтом на высоту 20 см над верхней образующей трубы.

После подбивки грунта под трубопровод, проводится окончательная засыпка ремонтного котлована минеральным грунтом, осуществляемая бульдозером с одной или с обеих сторон траншеи с устройством по верху котлована валика с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону. При необходимости производится засыпка экскаваторами или другими техническими средствами.

5.6 Ликвидация аварий на участках магистральных нефтепроводов, расположенных на болотах

5.6.1 При ликвидации аварий на болотах, отключение аварийного участка, освобождение нефтепровода от нефти, герметизация внутренней полости нефтепровода, вырезка дефектного участка, монтаж и сварка катушки, ремонт дефектных мест без замены катушки, организация пуска нефтепровода выполняются в соответствии с требованиями для обычных условий.

5.6.2 ABC, обслуживающие болотистые участки трассы, должны оснащаться дополнительными техническими средствами, предназначенными для работы на болотистой местности.

5.6.3 Поиск места аварии, а также доставка технических средств, материалов и ремонтного персонала к месту ведения АВР осуществляется с использованием воздушного и наземного транспорта высокой проходимости.

5.6.4 В качестве наземного транспорта могут быть использованы: колесный транспорт на тороидных шинах с регулируемым давлением воздуха, трейлеры, гусеничные машины высокой проходимости, болотоходные транспортные средства с малым удельным давлением на грунт; водный транспорт - катера, мотолодки, баржи; воздушный транспорт - вертолеты. Основные технические средства, применяемые при АВР, приведены в табелях технического оснащения ABC РД 39-025-90 и РД 153-39.4-143-99.

5.6.5 В зависимости от типа вертолета доставка грузов может осуществляться в грузовом отсеке или на внешней подвеске.

Для доставки оборудования и материалов вертолетами ABC должны быть оснащены строповочными и другими необходимыми приспособлениями и устройствами.

Повышение несущей способности болота

5.6.6 Для выполнения работ по ликвидации аварии на участках МН, расположенных на болотах, необходимо обеспечить возможность базирования и маневрирования технических средств, которое осуществляется повышением несущей способности почвы. Для этого сооружаются:

- временные подъездные пути;

- пешеходные дорожки;

- ремонтные площадки;

- временные вертолетные площадки;

- вспомогательные площадки.

5.6.7 Для повышения несущей способности поверхности болот, в зависимости от его характеристики, могут быть использованы:

- лежни и слани из лесоматериалов;

- слани из отбракованных труб;

- деревянные щиты типа ЛВ-11 (ЛВ-11Б);

- настилы из деревянных железнодорожных шпал и выстилка металлическая;

- сборно-разборные клеефанерные дорожные покрытия (СРДП);

- стальная плетеная сетка в сочетании с рулонными синтетическими неткаными материалами типа "СНМ" или "Дорнит Ф-1";

- сборно-разборные несущие покрытия типа СРНП-1, СРНП-2.

Технические характеристики временных покрытий приведены в приложении Е.

5.6.8 Полосу строительства подъездных путей необходимо расчищать по возможности без нарушения поверхностного слоя почвы. Крупные деревья и кустарники срезаются вровень с поверхностью земли. Трелевка леса проводится трелевочными тракторами ТДТ-55а, ТТ-4. Могут также использоваться гусеничные тракторы на колесном ходу.

5.6.9 На болотах с устойчивыми торфами устраиваются лежневые дороги путем поперечной укладки бревен диаметром 12-20 см на продольные лежни или лежневые дороги из инвентарных щитов (ЛВ-11, ЛВ-11Б).

При глубине торфа 0,8 м и более или неустойчивом подстилающем грунте, а также на травяных болотах с ровной поверхностью без кочек и пней, применяются инвентарные слани из лесоматериалов или настилы из шпал.

Сооружения пешеходных дорог, ремонтной и вертолетной площадок

5.6.10 Для передвижения ремонтного персонала во время выполнения АВР и оперативной эвакуации людей в случае возникновения пожара необходимо устраивать пешеходные дорожки. Они могут быть устроены из стальной плетеной сетки в сочетании с рулонными синтетическими материалами типа "СНМ", "Дорнит Ф-1" или другими рулонными материалами, позволяющими создать конструктивно-фильтрующую прослойку покрытия.

5.6.11 Конструкция, размеры ремонтной площадки, сооружаемой на болоте, должны обеспечивать возможность установки и размещения необходимых технических средств и материалов, работы землеройной и грузоподъемной техники.

5.6.12 До сооружения ремонтной площадки выполняются следующие подготовительные работы:

- определение размеров площадки;

- разметка территории площадки;

- планировка площадки.

Ремонтная площадка сооружается теми же средствами и способами, что и сооружение временных подъездных путей (5.6.6 - 5.6.9).

5.6.13 При ликвидации аварий на МН появляется необходимость устройства временных вертолетных площадок. Сооружение временных вертолетных площадок должно проводиться в соответствии с требованиями Инструкции по проектированию вертолетных станций, вертодромов и посадочных площадок для вертолетов гражданской авиации. Размещение временных вертолетных площадок должно обеспечивать безопасную работу вертолетов и максимально возможную близость к месту аварии. Расстояние от вертолетной площадки до зданий и сооружений населенных пунктов и промышленных сооружений должно быть не менее 150 м, а до воздушных высоковольтных линий электропередач, расположенных в пределах полос воздушных подходов (ПВП) - не менее 1 км. Это расстояние может быть сокращено до 500 м, если ЛЭП, пересекающая ПВП со стороны вертолетной площадки, закрыта складками местности, лесопосадками, зданиями, не выходящими за пределы условной плоскости ограничения препятствий. Вне полосы воздушного подхода площадка должна находиться на расстоянии не менее 300 м. Это расстояние может быть сокращено до 120 м, если ЛЭП закрыта на всем протяжении затеняющими объектами.

5.6.14 При сооружении вертолетной площадки непосредственно на болоте используются дорожные покрытия СРДП или бревна диаметром не менее 18 см, прочно скрепленных между собой, причем бревна верхнего наката должны укладываться поперек направления принятого старта.

5.6.15 Вертолетные площадки должны быть оборудованы маркировочными знаками упрощенного типа, ветроуказателем стандартных размеров, осветительной и радиоаппаратурой.

5.6.16 Для создания необходимых условий выполнения АВР сооружаются следующие вспомогательные площадки:

- площадка для складирования и подготовки грузов к транспортировке;

- площадка для стоянки и обслуживания аварийной техники;

- площадка для размещения жилого городка;

- площадка для размещения противопожарной техники.

5.6.17 Для обеспечения безопасных условий эксплуатации вспомогательные площадки должны быть удалены от границы разлива нефти на расстояние не менее 100 м. Располагать их следует на открытой местности, с некоторым уклоном для обеспечения естественного водоотвода.

Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована

5.6.18 Ремонтный котлован на болотах I и II типа может быть сооружен с креплением и без крепления стенок, комбинированным методом - с креплением стенок и применением ремонтной герметичной камеры.

5.6.19 Размеры и конструкция ремонтного котлована должны соответствовать требованиям, изложенным в 5.5.15, 5.5.16.

Сооружение ремонтного котлована с креплением стенок

5.6.20 При сильном притоке грунтовых вод стенки ремонтного котлована укрепляются деревянными или металлическими шпунтами, шпунтами из профилированной стали, сваями или другими средствами.

5.6.21 Погружение шпунтов может проводиться:

- забивкой механизированным способом с применением ручной электротрамбовки, вибропогружателя, вибромолотов, гидромолотов;

- размывом болотной массы на месте погружения шпунтов до минерального грунта с применением гидромониторов, поливочных машин и других технических средств, обеспечивающих подачу воды под давлением, с последующей добивкой шпунтов.

5.6.22 Перечень оборудования и приспособлений, необходимый для проведения работ по погружению шпунта, зависит от принятого метода и определяется при составлении ПЛА.

Сооружение ремонтного котлована без крепления стенок

5.6.23 Разработку ремонтного котлована в грунтах с высоким уровнем грунтовых вод необходимо осуществлять с понижением уровня воды способом открытого водоотлива, дренажа, с применением иглофильтровых установок. Для водоотлива в котловане устраивается приямок глубиной 1 м.

5.6.24 Для предотвращения перетока болотной массы и поверхностных вод в котлован, вокруг него следует создать земляное обвалование.

5.6.25 Для искусственного понижения уровня воды используются иглофильтровые установки, заглубляемые в грунт ниже подошвы котлована на глубину не менее 1,5-2,0 м.

5.6.26 По мере откачки и понижения уровня грунтовых вод подготавливается ремонтный котлован. Откачка воды должна проводиться непрерывно.

5.6.27 Сооружение ремонтного котлована может проводиться с использованием ремонтных герметичных камер различных конструкций.

Сооружение котлована и обвалования для сбора нефти

5.6.28 Котлован для сбора нефти может быть разработан:

- за пределами болота на твердом грунте - при помощи энергии взрыва или землеройными механизмами;

- непосредственно на болоте - с использованием энергии взрыва.

5.6.29 С использованием энергии взрыва могут быть созданы котлованы и обвалования на болотах I типа, дренажные траншеи - на болотах I и II типа.

5.6.30 Обвалование из торфяного грунта (мощностью до 1 м) создается выбросом верхнего слоя торфяного грунта, находящегося между двух рядов наклонных шпуров при их взрыве.

5.6.31 Котлован для сбора нефти создается взрывом вертикальных зарядов и двух рядов наклонных шпуров, при котором происходит выброс верхнего слоя торфяного грунта, находящегося между рядами шпуров.

5.6.32 Глубина котлована определяется толщиной торфяного слоя и всасывающим действием откачивающих средств, но не должна превышать 3 м.

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: