РД 153-39.4-056-00 стр.3 Особенностиорганизации перекачки на нефтепроводах со сложным рельефом трассы

 

3.4.13 Температура нефти, поступающей в нефтепровод, в период пуска должна соответствовать тепловому расчету. Она должна быть не ниже номинальной температуры для условий стационарного режима перекачки нефти по трубопроводу. Температура нефти, поступающей в трубопровод в период пуска, должна устанавливаться, исходя из требований, предъявляемых к сохранности изоляционных и теплоизоляционных покрытий и обеспечения допустимых температурных напряжений в металле трубы.

3.4.14 Для облегчения условий пуска нефтепровода после строительства и остановки перекачки, а также при работе на пониженных производительностях рекомендуется применение депрессаторных присадок.

3.4.15 Количество вводимого депрессатора должно определяться на основании реологических исследований, выполненных в лабораторных условиях, а также по результатам опробования в промышленных условиях и указываться в технологической карте НПС.

3.4.16 Ввод депрессатора в нефтепровод должен осуществляться дозировочными насосами в виде смеси с исходной нефтью, подогретой до требуемой температуры.

3.4.17 При перекачке с подогревом на каждый месяц должен быть разработан оптимальный температурный режим на основе данных о фактических свойствах перекачиваемой нефти и температуры окружающей среды. В температурном режиме указывается температура нагрева нефти на каждой станции подогрева и температура нефти на приеме последующей станции подогрева.

3.4.18 Нормы температуры подогрева нефти и допустимого значения температуры остывания нефти при остановках перекачки должны указываться в технологической карте каждой НПС.

При застывании нефти в нефтепроводе она должна вытесняться маловязкой нефтью в стационарные или передвижные емкости, находящиеся у линейных задвижек, на НПС или станциях подогрева.

3.4.19 При перекачке вязкой нефти с разбавителем необходимая пропорция смеси должна определяться в каждом конкретном случае на основании лабораторных исследований нефти, разбавителя, а также их смеси. Качество смеси необходимо проверять не реже, чем через два часа по пробам жидкости.

3.4.20 Конструктивные особенности сооружений, параметры оборудования и устройств МН для перекачки высокосернистой, сернистой и с наличием сероводорода нефтей устанавливаются проектом в соответствии с действующими нормативными документами.

Эксплуатация МН, перекачивающих указанные нефти, должна проводиться по отдельно разрабатываемым регламентам, инструкциям и другим документам, предусматривающим обеспечение безопасной и надежной эксплуатации нефтепровода.

На НПС должен быть организован систематический контроль за концентрацией сероводорода, установлены соответствующие предупредительные знаки, предусмотрены другие меры безопасности.

 

 

 

Особенности организации перекачки на нефтепроводах со сложным рельефом трассы

 

3.4.21 Для нефтепроводов со сложным рельефом трассы в условиях неполной их загрузки допускается перекачка с неполным заполнением поперечного сечения трубопровода после перевальной точки. В этом случае разрабатывается Технологический регламент эксплуатации нефтепровода с самотечными участками, в котором должны быть:

— обоснована возможность и целесообразность эксплуатации данного нефтепровода с самотечными участками;

— разработаны технологические карты нефтепровода с учетом течения нефти на ниспадающем склоне после перевальной точки с неполным заполнением сечения трубопровода;

— регламентирована процедура определения утечек нефти из трубопровода в аварийных ситуациях, в том числе и при работе с самотечными участками;

— разработана методика учета количества перекачиваемой нефти в трубопроводе с самотечными участками применительно к задаче инвентаризации нефти;

— определены минимальные скорости пропуска диагностических и очистных устройств.

Технологический регламент при этом должен быть согласован Госгортехнадзором России или его региональным округом по принадлежности нефтепровода.

3.4.22 При наличии проектных решений, предусматривающих исключение работы с самотечными участками, регламентируются параметры эксплуатации станции защиты нефтепровода в зависимости от режимов перекачки, физико-химических свойств транспортируемой нефти.

 

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

 

4.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов

 

Общие положения

 

4.1.1 Линейная часть магистрального нефтепровода состоит из:

— трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов подключения насосных станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов (УАПТ);

— противопожарных средств, противоэрозионных и защитных сооружений;

— установок электрохимической защиты нефтепроводов от коррозии;

— линий и сооружений технологической связи, средств автоматики и телемеханики;

— линий электропередач и электроустановок;

— земляных амбаров для сброса нефти из МН;

— сооружений для обслуживания МН (АВП, дома обходчиков, блок-посты);

— вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепроводы, постоянных дорог, вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опознавательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов, сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами судоходных рек.

4.1.2 Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации линейной части должны обеспечиваться следующими мерами:

— периодическим патрулированием, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;

— поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;

— своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования;

— соблюдением требований к охранной зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;

— соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;

— уведомлением руководителей организаций и информацией населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.

4.1.3 Техническое обслуживание линейной части МН включает:

— патрулирование трассы нефтепровода — визуальные наблюдения с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН и безопасности окружающей среды;

— регулярные осмотры и обследования всех сооружений по 4.1.1 с применением технических средств с целью определения их технического состояния.

4.1.4 Техническое обслуживание линейной части МН должно проводиться аварийно-восстановительной службой и специализированными организациями, имеющими лицензию на проведение соответствующих работ.

 

Патрулирование трассы нефтепровода

 

4.1.5 Трасса магистрального нефтепровода должна патрулироваться с целью контроля состояния охранной зоны и прилегающей территории, выявления факторов, которые могут создавать угрозу безопасности и надежности эксплуатации нефтепровода.

Патрулирование трассы магистрального нефтепровода может осуществляться одним из трех способов:

— воздушное патрулирование;

— наземное патрулирование на транспортных средствах, включая плавсредства;

— наземное патрулирование, выполняемое пешим порядком.

4.1.6 При патрулировании ЛЧ МН особое внимание должно быть уделено:

— наличию признаков утечек нефти;

— строительным и земляным работам, в т.ч. проводимым сторонними организациями;

— эрозии грунта;

— льдообразованию;

— образованию промоин и размывов;

— оползневым участкам;

— оседанию грунта над трубопроводом;

— оголению трубопровода;

— пересечению нефтепроводом водотоков, железных и автомобильных дорог.

4.1.7 Структурные подразделения филиалов, эксплуатирующих объекты МН, должны содержать в рабочем состоянии проезды, подъездные пути, переезды через нефтепроводы, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки и взлетно-посадочные полосы авиатранспорта для обслуживания линейной части МН.

4.1.8 Периодичность патрулирования и состав работ должны устанавливаться лицами, ответственными за обеспечение промышленной безопасности, и могут корректироваться руководством ОАО МН с учетом таких факторов как:

— разрешенное рабочее давление;

— диаметр нефтепровода;

— плотность населения;

— свойства перекачиваемой нефти;

— характеристика местности;

— погодные условия;

— срок эксплуатации нефтепровода.

4.1.9 Патрулирование должно выполняться со следующей периодичностью:

— осмотр состояния поверхности земли по трассе нефтепровода и защитных сооружений — с периодичностью не реже одного раза в три недели и по меньшей мере 26 раз в календарном году;

— пересечений автомобильных и железных дорог:

— дорог Федерального значения не менее четырех раз в календарном году с периодичностью не превышающей 7,5 месяцев;

— остальных дорог не менее двух раз в календарном году с периодичностью не превышающей 7,5 месяцев;

— переездов через нефтепровод не менее одного раза в год с периодичностью не превышающей 15 месяцев;

— пересечений водных преград:

— осмотр состояния берегов и берегоукреплений — один раз в календарный год с периодичностью, не превышающей 15 месяцев;

— дополнительное после весенних и аномальных паводков.

4.1.10 О замеченных утечках нефти, любых неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе нефтепровода или безопасности людей и находящихся вблизи предприятий, населенных пунктов, а также о нарушениях охранной зоны нефтепровода, лица, выполняющие патрулирование, должны немедленно сообщать непосредственному руководителю и диспетчеру.

4.1.11 При осуществлении воздушного патрулирования данные об угрожающей нефтепроводу деятельности или производстве строительных работ в непосредственной близости от нефтепровода должны быть уточнены на земле. В случае установления прямой угрозы безопасности или бесперебойной работе нефтепровода сведения об этом должны быть немедленно переданы ответственному должностному лицу по радио, телефону или другому средству связи.

4.1.12 Результаты патрулирования должны заноситься в журнал патрулирования.

 

Обозначение трассы МН на местности

 

4.1.13 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5-2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости через 500-1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

4.1.14 На щите-указателе должны быть приведены:

— наименование нефтепровода или входящего в его состав сооружения;

— местоположение оси нефтепровода от основания знака;

— привязка знака на трассе (км);

— охранная зона нефтепровода, телефоны и адрес организации, эксплуатирующей данный участок нефтепровода.

4.1.15 Трасса нефтепровода, особенно в местах переходов через железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

4.1.16 Опознавательными и предупредительными знаками должно быть четко обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре. Установку знаков необходимо оформлять совместным актом владельцев коммуникаций технического коридора и землепользователей.

4.1.17 Виды знаков на пересечениях автомобильных и железных дорог, правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и государственного стандарта на знаки.

4.1.18 Обходчики и машины линейной службы должны быть обеспечены переносными предупредительными знаками для обозначения на местности аварийно-опасных участков МН.

4.1.19 Все надземные переходы балочного типа должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность доступа посторонних лиц и механизмов к нефтепроводу, иметь защитное покрытие и иметь предупредительный знак “Проход и проезд запрещен”.

4.1.20 Осмотр километровых знаков, указателей, установленных в местах пересечения с другими коммуникациями, размещения на нефтепроводе отводов, углов поворота, необходимо проводить не реже одного раза в месяц.

 

 

 

Охранные зоны

 

4.1.21 На всем протяжении трассы МН для исключения повреждений в соответствии с действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону:

— вдоль трассы МН — в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны;

— вдоль трасс многониточных нефтепроводов в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 метрах от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

— вдоль подводных переходов нефтепроводов — в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 метров с каждой стороны;

— вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти — в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны;

— вокруг головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева нефти — в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

4.1.22 Земельные участки, входящие в охранные зоны, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов.

4.1.23 ОАО МН должны принимать необходимые меры для обеспечения установленных СНиП 2.05.06 минимальных расстояний до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, сооружений, зданий от оси нефтепроводов в пределах 10¸3000 м (в зависимости от диаметра нефтепровода) и от НПС в пределах 20¸200 м (в зависимости от категории НПС).

4.1.24 При прохождении МН в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями других ведомств или их взаимном пересечении — основы взаимоотношений организаций, эксплуатирующих эти коммуникации и трубопроводы, определяются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

4.1.25 Порядок и время ремонта нефтепроводов, проходящих в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями или пересекающих их, должны согласовываться с организациями, эксплуатирующими эти коммуникации.

4.1.26 Строительные и ремонтные работы в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав магистральных нефтепроводов, должны выполняться с соблюдением требование нормативных документов по охране линий и сооружений связи и электрических сетей, а также настоящих Правил.

4.1.27 Все изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне МН, пересечений нефтепровода коммуникациями другого назначения, а также конструктивные изменения объектов линейной части МН, должны быть своевременно внесены в исполнительную документацию.

4.1.28 При производстве строительно — монтажных и ремонтных работ в охранной зоне должны выполняться требования Правил охраны МН.

В охранной зоне любые работы и независимо от производителя работ должны выполняться с оформлением наряда-допуска и под надзором организации, эксплуатирующей МН.

4.1.29 Весь персонал ОАО МН и его филиалов при выездах на трассу нефтепровода, независимо от основных обязанностей и целей выезда, должен следить за состоянием охранной зоны магистрального нефтепровода. При обнаружении любого вида деятельности или событий, которые могут отрицательно повлиять на безопасность эксплуатации нефтепровода, на его нормальную работу или на возможность выполнения технического обслуживания и ремонта нефтепровода работник предприятия, эксплуатирующего МН, обязан провести предварительное расследование и сообщить руководству своего предприятия.

4.1.30 На всех участках магистрального нефтепровода должна быть обеспечена возможность вдольтрассового проезда и подъезда к любой точке нефтепровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

4.1.31 Полоса земли шириной не менее 3 м от оси с каждой стороны нефтепровода и обслуживающих их линий электропередачи и связи должна периодически расчищаться от деревьев, кустарников, поросли для обеспечения видимости трассы с воздуха, свободного передвижения техники и пожаробезопасности. Выполнение этих работ производится без оформления лесорубочных билетов и без согласования с собственниками земельных участков (землепользователей).

4.1.32 По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепровода, при возникновении оголения, провисания, размыва участков нефтепровода они должны быть отремонтированы в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Фактическая глубина заложения нефтепровода должна контролироваться на непахотных землях не реже одного раза в пять лет, на пахотных — один раз в год. Контроль производится через 500 м по длине и в характерных точках (низины, овраги и др.).

По окончании работ, связанных с вскрытием нефтепровода, оголенные участки его должны быть засыпаны в соответствии с нормативными требованиями.

4.1.33 Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепроводов должны предусматриваться соответствующие мероприятия: организация стока поверхности вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.

Растущие овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

4.1.34 Для нефтепроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги и ручьи, обязательно устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

4.1.35 При пересечении нефтепроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток её вдоль трубопровода.

4.1.36 Осмотр трассы нефтепровода должен проводиться не реже одного раза в неделю, а в паводковый период три раза в неделю.

Внеочередные осмотры трассы МН проводятся после стихийных бедствий, при обнаружении утечек нефти, падении давления, нарушении баланса нефти и других признаков повреждения нефтепровода.

 

Наземное оборудование

 

4.1.37 Запорная арматура, узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств должны быть легкодоступны для обслуживания персоналом и защищены от повреждения и управления посторонними лицами.

4.1.38 Запорная арматура, установленная на линейной части нефтепровода, должна быть комплектной, пронумерована в соответствии с технологическими схемами, иметь указатели положения затвора и содержаться в исправном состоянии. На арматуре должны быть надписи обозначения по управлению ею.

4.1.39 Площадки расположения запорной арматуры линейной части внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами и иметь, как правило, твердое покрытие (гравий, щебень и т.п.). К площадкам должна быть предусмотрена возможность подъезда транспортных средств.

4.1.40 К узлам управления, указателям положения затвора запорной арматуры должен быть обеспечен беспрепятственный доступ обслуживающего персонала. Площадки обслуживания должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.

Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается только по распоряжению диспетчера, которое должно быть зафиксировано в журнале распоряжений.

4.1.41 Операции по управлению, техническому обслуживанию запорной арматуры должны проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

4.1.42 Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводиться согласно годовым планам-графикам, утвержденным руководством ОАО МН или его филиалов.

Не менее одного раза в месяц следует проводить:

— внешний осмотр запорной арматуры с целью выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушений герметичности кабеля и электродвигателя;

— утепление мест, подверженных замораживанию (после гидроиспытаний);

— проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, грязи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока);

— устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков;

— устранение, при необходимости, с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, площадок самообслуживания грязь, ржавчину, лед, воду, подтеки масла.

Подтяжка сальников проводится не реже двух раз в год.

4.1.43 Обследования узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств должны выполняться два раза в год — весной и осенью, с целью определения возможных перемещений обвязки узлов.

 

Пересечения искусственных и естественных препятствий

 

4.1.44 В процессе эксплуатации подземных переходов нефтепроводов через железные и автомобильные дороги необходимо проверять:

— состояние смотровых и отводных колодцев, отводных канав с целью выявления утечек нефти, нарушений земляного покрова, опасных для нефтепровода проседаний и выпучиваний грунта (не реже одного раза в месяц);

— положение защитного кожуха и нефтепровода, а также состояние изоляции нефтепровода.

4.1.45 Обследование с проверкой отсутствия электрического контакта магистрального трубопровода с защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.

4.1.46 В процессе эксплуатации балочных, подвесных и арочных надземных переходов необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием воздушных переходов трубопровода, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов из земли, креплений трубопроводов в опорах земляных насыпей.

4.1.47 Обследования воздушных переходов должны выполняться не реже двух раз в год: весной – после паводка, летом – в период подготовки к осенне-зимней эксплуатации.

4.1.48 Результаты обследований оформляются актами и записываются в соответствующие паспорта и журналы.

4.1.49 При выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту МН, проложенных в тоннелях, необходимо предусматривать вентиляцию тоннеля и осуществлять контроль за концентрацией паров и газов, которая не должна превышать предельно-допустимую.

4.1.50 К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды.

Границами подводного перехода магистрального нефтепровода (ПП МН), определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов — участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов — участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10 %-ой обеспеченности.

4.1.51 Техническое обслуживание ПП МН должно осуществляться в соответствии с инструкциями, учитывающими конструктивные особенности подводных переходов (переходов, построенных траншейным методом, методом наклонно-направленного бурения, методом “труба в трубе”, однониточных и многониточных).

4.1.52 Строящиеся подводные переходы МН должны быть оборудованы системами контроля утечек. Все подводные переходы, имеющие конструкцию “труба в трубе”, должны быть оборудованы системами обнаружения газопаровоздушной среды в межтрубном пространстве.

4.1.53 На переходах через судоходные реки должны быть оборудованы пункты наблюдения. АВС ОАО МН или его филиалов, эксплуатирующих подводные переходы через судоходные реки, должны быть укомплектованы техническими средствами для ликвидации аварий и их последствий.

4.1.54 Техническое обслуживание подводных переходов МН должно производиться службами ОАО МН и его филиалов, а также специализированными сторонними организациями на договорной основе в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и настоящих Правил.

4.1.55 Для обеспечения надежной работы ПП МН необходимо выполнять следующие основные мероприятия:

— поддержание в исправном состоянии электрохимзащиты труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла труб, берегоукреплений, выявление подмывов, оползней, размывов;

— поддержание установленных проектом отметок заглубления трубопроводов;

— контроль за наличием информационных знаков, ограждения, сохранностью реперов и ледозащитных устройств;

— контроль за состоянием и техническое обслуживание запорной арматуры;

— систематический контроль за давлением в основной и резервной нитках перехода.

4.1.56 Техническое обслуживание подводных переходов должно включать:

— визуальные наблюдения — в соответствии с утвержденными главным инженером филиала графиком;

— регулярные осмотры (раз в месяц) береговых участков и пойменных участков переходов, проверку состояния откосов и укрепления берегов;

— промывку резервных ниток;

— осмотр и проверку исправности информационных знаков, ледозащитных устройств;

— регулярные контрольные осмотры ПП МН ежегодно после ледохода и паводка с целью выявления размывов русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений;

— обследование технического состояния нефтепровода с сооружениями.

4.1.57 Периодичность, порядок, состав и объем работ по обследованию ПП МН должны определяться в соответствии с действующей НТД.

Водолазные обследования ПП МН через судоходные и сплавные реки проводятся не реже одного раза в год.

4.1.58 Периодичность внутритрубного обследования ПП МН определяется руководством ОАО МН или его филиалов по техническому состоянию, но не реже одного раза в пять лет.

4.1.59 Внеочередные обследования подводных переходов МН должны выполняться после аномальных паводков и при разработке проекта капитального ремонта.

4.1.60 При нормальной работе трубопровода все нитки перехода должны находиться в работе. Не реже одного раза в год необходимо отключать нитки перехода закрытием задвижек с одной стороны перехода на 2-3 суток и направлять поток нефти поочередно по каждой нитке перехода для их промывки.

Промывку необходимо производить при максимально возможной производительности, допускаемой по техническому состоянию нефтепровода, с применением соответствующих очистных средств.

4.1.61 Эксплуатация переходов, оснащенных узлами автоматического перекрытия трубопроводов и узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, осуществляется в соответствии с инструкциями, разработанными ОАО МН, исходя из конкретных особенностей переходов.

 

Подготовка нефтепровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку

 

4.1.62 Для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации нефтепроводов в осенне-зимний и весенний паводковый периоды службами подразделений ОАО МН и его филиалов должен быть выполнен комплекс мероприятий по разработанному и утвержденному плану.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *