Охранная зона нефтепровода сколько метров снип

СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. Правила охраны магистральных трубопроводов

Сокращения

В настоящем своде правил применены следующие сокращения:

АГРС - автоматизированная ГРС;

АУЗК - автоматический ультразвуковой контроль;

ВМГ - вечномерзлые грунты;

ГВВ - горизонт высоких вод;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРС - газораспределительная станция;

ГС - головные сооружения;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДНС - дожимная насосная станция;

КИП - контрольно-измерительный пункт;

КС - компрессорная станция;

ЛЭП - линия электропередачи;

НПС - нефтеперерабатывающая станция;

ПОС - проект организации строительства;

ППР - проект производства работ;

ПХГ - подземное хранилище газа;

СВД - сварка вращающейся дугой;

СДТ - соединительные детали трубопроводов;

СКЗ - станция катодной защиты;

СОП - стандартные образцы предприятия;

ТУ - технические условия;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ЭХЗ - электрохимическая защита от коррозии.

Конструктивные требования к переходам трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

10.1 Общие требования

К естественным и искусственным препятствиям относят реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

Прокладка переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия должна выполняться траншейным и бестраншейным способами: методами наклонно-направленного бурения, микротоннелирования, тоннелирования с применением щитовой проходки, "труба в трубе", надземной прокладкой.

Выбор способа прокладки должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

10.2 Переходы трубопроводов через водные преграды

Переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании результатов гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом опыта эксплуатации ранее построенных подводных переходов в том же районе, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды. Не допускается проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает два года, без производства дополнительных изысканий. Место перехода следует согласовывать с соответствующими уполномоченными органами государственной власти и заинтересованными организациями.

Границы основной и резервной ниток подводного перехода трубопровода, определяющие длину перехода:

- участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

- участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспеченности - для перехода, не имеющего запорной арматуры, установленной на берегах.

В границы воздушного (надводного) перехода трубопровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной 50 м каждый от места выхода трубопровода из земли.

Створы переходов через реки должны выбираться на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода должен быть максимально приближен к 90°, но не менее 60° к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Не допускается устройство переходов на перекатах траншейным способом. Створы подводных переходов должны располагаться за пределами первых поясов зон санитарной охраны источников питьевого водоснабжения.

Переходы нефтепроводов через реки и каналы следует предусматривать подводным способом ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов. При этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и безопасность переходов.

Минимальные расстояния от оси подводных переходов трубопроводов до мостов, пристаней и других объектов должны приниматься по таблице 7 как для подземной прокладки.

Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Заглубление трубопровода на участках подводных переходов должно определяться с учетом характера водной преграды, прогнозируемых деформаций русла, берегов, поймы в период эксплуатации перехода, перспективного дноуглубления и гидротехнического строительства.

При проектировании подводных переходов отметка верха забалластированного трубопровода должна назначаться не менее чем на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода должно приниматься не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

Проектные отметки верха трубопровода на переходе с применением наклонно-направленного бурения должны быть ниже предельного профиля деформации русла и берегов более 2 м и не менее 6 м от естественных отметок дна, при этом прогноз деформаций должен составляться на период не менее 60 лет после окончания строительства перехода. Рабочие котлованы входа и выхода трубопровода при бурении наклонной скважины под преградой должны располагаться на расстоянии не менее 200 м от границ меженного уровня преграды.

При параллельной прокладке двух трубопроводов через преграду с применением наклонно-направленного бурения расстояние в плане между осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.

Толщина стенки труб рабочего трубопровода при строительстве с использованием наклонно-направленного бурения должна определяться с учетом дополнительных усилий, прикладываемых к трубопроводу при его укладке.

При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами должно назначаться исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальное расстояние между осями газопроводов номинальным диаметром 1400 мм, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должно быть не менее 30 м.

Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.

Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1%-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия.

Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов их разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля конкретного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СП .

Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.

Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не допускается.

Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков.

Запорная арматура, устанавливаемая на подводных переходах трубопроводов, должна размещаться на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

На берегах горных рек запорную арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности.

У трубопровода в границах перехода должен быть постоянный номинальный диаметр и равнопроходная линейная арматура, на внутренней поверхности трубопровода не должно быть выступающих узлов и деталей.

Применяемые на переходе тройники должны быть с решетками, исключающими попадание средств очистки и диагностики в ответвления.

Запорная арматура, устанавливаемая на переходах через водные преграды, должна быть электрифицирована и телемеханизирована, с дублирующим ручным приводом.

Проектной документацией должны предусматриваться мероприятия по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройства нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.). На участке перехода должно предусматриваться крепление откосов берегов до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным горизонтом высоких вод не ниже 2%-ной обеспеченности.

На затопляемых берегах, кроме откосной части, должен укрепляться пойменный участок, прилегающий к откосу, длина которого должна определяться в зависимости от гидрологических условий, но не менее 5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега должна определяться проектной документацией в зависимости от геологических и гидрологических условий, но не менее ширины раскрытия траншеи в урезе с запасом по 10 м в каждую сторону от оси.

При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом должна предусматриваться прокладка резервной нитки. Для многониточных систем трубопроводов необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

При ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10%-ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м.

Диаметр резервной нитки определяется проектной документацией.

При необходимости транспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды в две нитки.

При проектировании подводных переходов, прокладываемых на пересечении водных преград глубиной свыше 20 м, должна производиться проверка устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

Для воздушных переходов трубопроводов должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий проложенных параллельно трубопроводов при возможном разрыве на одном из них. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны воспринимать нагрузки, передаваемые на них трубопроводом и вспомогательными конструкциями. При этом должна учитываться система прокладки и компенсации продольных деформаций трубопровода, включая возможность восприятия перемещений нефтепроводов, возникающих во время землетрясения, просадок и пучения грунтов. Береговые опоры на переходах через реки должны размещаться за пределами прогнозируемых плановых деформаций русла, поймы, берегов и защищаться берегоукрепительными конструкциями.

На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно [5] и [11].

Способ наклонно-направленного бурения (ННБ) должен применяться при условии отсутствия на дне преграды следующих геологических структур:

- гравийно-галечных грунтов (гравия и гальки 30%);

- грунтов с включением валунов и булыжника;

- материковой прочной скалы (доломиты, базальт, диабаз, гранит и т.д.);

- карстообразующих пород (без предусмотренных проектом мероприятий по исключению или стабилизации карстообразования в зоне пород, примыкающих к проложенному ННБ трубопроводу).

10.3 Переходы через болота и заболоченные участки

Подземная прокладка трубопроводов на болотах и заболоченных участках должна предусматриваться непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

Как исключение, при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового и ударного воздействий в случае разрыва одной из ниток (при параллельной прокладке трубопроводов).

Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода с расчетным перепадом положительных температур на конкретном участке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий.

При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Прилегающие откосы и дно водопропускных сооружений должны быть укреплены.

При соответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болота II и III типов длиной более 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.

Прокладку трубопроводов на болотах следует предусматривать максимально прямолинейной с минимальным числом поворотов.

В местах поворота должен применяться упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями, изложенными в 9.5.

Участки трубопроводов, прокладываемых в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения) по СП . Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления.

В условиях болот II и III типов, обводненной местности строительство разрешено производить в зимний строительный период, когда грунты проходимы для строительной техники без устройства технологического проезда.

10.4 Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям или в местах с нулевыми отметками и, в исключительных случаях при соответствующем обосновании, в выемках дорог. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть максимально приближен к 90°, но не менее 60°.

Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкции переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее, чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке трубопроводов через железные дороги:

- 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса, выемки, а при наличии водоотводных сооружений - от крайнего водоотводного сооружения;

б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги:

- 25 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Кабель связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должен прокладываться в отдельной трубе или совместно с трубопроводом в защитном футляре.

На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны быть с уплотнением из диэлектрического материала.

На одном из концов кожуха или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

- 50 от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений - от крайнего водоотводного сооружения - для железных дорог;

- 25 от подошвы земляного полотна - для автомобильных дорог.

Высота вытяжной свечи должна быть не менее 5 м от уровня земли.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа. При прокладке перехода методом прокола или горизонтального бурения - не менее 3,0 м от подошвы рельса.

Заглубление участков трубопроводов, пересекающих земляное полотно, сложенное пучинистыми грунтами, на переходах через железные дороги общей сети и промышленных предприятий колеи 1524 мм, следует определять расчетом из условий, при которых исключается влияние тепловыделений или стока тепла на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного температурного режима за счет заглубления трубопроводов следует предусматривать другие необходимые меры.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м:

- до стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных дорог:

20 - для газопроводов;

10 - для прочих трубопроводов;

- 20 - до стрелок крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах;

- до труб, тоннелей и других искусственных сооружений:

100 - для газопроводов;

30 - для прочих трубопроводов.

Положение трубопровода в защитном футляре должно быть зафиксировано опорно-центрирующими устройствами с диэлектрическим покрытием обеспечивающими сохранность изоляционного покрытия труб по всей длине перехода.

При прокладке в защитном футляре трубопровода с положительной температурой транспортируемого продукта в районе распространения ВМГ необходимо предусматривать мероприятия, исключающие растепление грунта - теплоизоляцию футляра, устройство двух вытяжных свечей, термостабилизаторы и др.

Необходимо предусматривать возможность отвода из полости защитного футляра транспортируемого продукта при разрыве рабочего трубопровода и образования утечек внутри футляра.

При пересечении трубопроводами, транспортирующими сероводородсодержащие жидкости, автомобильных и железных дорог общего пользования и подъездных дорог к промышленным предприятиям, следует предусматривать герметичную закрытую дренажную систему для полного слива этих жидкостей.

10.5 Требования к системе противокоррозионной защиты

Противокоррозионная защита, независимо от способа прокладки трубопроводов, должна обеспечивать их безаварийную (по причине внутренней и наружной коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

Защита промысловых трубопроводов подземной и наземной прокладки от наружной коррозии осуществляется следующими методами:

- нанесением защитных противокоррозионных покрытий (противокоррозионной изоляции);

- сооружением систем электрохимической защиты.

На нефтегазопромысловых трубопроводах (кроме нефтепроводов для транспортирования товарной нефти, газопроводов транспортирования газа на объекты магистрального трубопроводного транспорта, а также трубопроводов, транспортирующих углеводороды любого назначения с установленным в проекте сроком службы 15 лет) допускается не применять электрохимическую защиту и (или) защитные покрытия при условии технико-экономического обоснования с учетом коррозионной агрессивности грунтов и срока службы объекта при обеспечении безопасной эксплуатации и исключении экологического ущерба.

Промысловые трубопроводы, температура стенок которых в период эксплуатации ниже 268 К (минус 5°С), не подлежат электрохимической защите в случае отсутствия негативного влияния блуждающих токов источников переменного и постоянного тока.

Тип, конструкция, материал защитных покрытий и средства электрохимической защиты трубопроводов от коррозии должны быть определены в проектной документации нового или реконструируемого трубопровода.

Защитные покрытия промысловых трубопроводов должны соответствовать требованиям безопасности и защиты окружающей среды, обеспечивать эксплуатационную эффективность и надежность трубопровода на заданный период эксплуатации в соответствии с требованиями СП .

Материалы и изделия, применяемые при проведении работ по нанесению защитных покрытий, определяются в проектной документации и должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. Изоляционные покрытия промысловых трубопроводов должны изготавливаться из современных эффективных экологически безопасных материалов, которые в процессе эксплуатации не выделяют вредные и токсичные вещества.

К средствам электрохимической защиты промысловых трубопроводов относятся:

- установки катодной защиты;

- установки протекторной защиты;

- установки дренажной защиты;

- диодно-резисторные блоки;

- контактные узлы и кабельные линии;

- контрольно-измерительные пункты, оснащенные медно-сульфатными и вспомогательными электродами сравнения;

- изолирующие фланцы/вставки;

- средство коррозионного мониторинга;

- электроснабжение (в том числе ВЛ, альтернативные источники и пр.).

Система электрохимической защиты промысловых трубопроводов должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию защищаемых промысловых трубопроводов на всем протяжении (и на всей поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов "труба-земля" на трубопроводах (по абсолютным значениям) были не менее минимального и не больше максимального допустимых значений по ГОСТ Р 51164.

Для промысловых трубопроводов и кожухов на переходах в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности по ГОСТ допускается минимальный поляризационный защитный потенциал более положительный, чем минус 0,85 В (с омической составляющей минус 0,90 В), при условии обеспечения назначенного проектного срока их службы, что должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием в проектной документации и положительным заключением специализированной независимой организации.

Для промысловых трубопроводов, с сопротивлением изоляции менее 200 Ом·м, находящихся в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности, допускается использовать в качестве критериев защиты катодное смещение поляризационного потенциала (поляризацию) на 100 мВ или смещение разности потенциалов "труба-земля" (потенциала с омической составляющей) на 300 мВ при технико-экономическом обосновании в проектной документации и положительном заключении экспертизы промышленной безопасности специализированной независимой организации, оформленном в надлежащем порядке.

При строительстве новых трубопроводов в зонах влияния установок катодной защиты действующих трубопроводов, а также при строительстве коридора новых трубопроводов рекомендуется применение совместной электрохимической защиты нескольких трубопроводов. Совместная катодная защита осуществляется устройством перемычек между всеми трубопроводами, включенными в систему совместной защиты, оборудованием общего анодного заземления и установкой общей катодной станции.

Вредным влиянием катодных установок защищаемого трубопровода на соседние трубопроводы считается:

- уменьшение (по абсолютной величине) минимального или увеличение (по абсолютной величине) максимального допустимого защитного потенциала на соседних металлических трубопроводах с катодной поляризацией более чем на 0,1 В.

- появление опасности коррозии на соседних подземных металлических трубопроводах, ранее не требовавших защиты.

Вредное влияние может быть в следующих случаях, при:

- параллельном пролегании защищаемого и уже защищенного трубопроводов;

- сближении анодного заземления катодной установки, оборудованной на одном трубопроводе, с другим трубопроводом, защищенным или незащищенным;

- пересечении защищенного трубопровода с незащищенным.

В качестве анодных заземлений следует использовать сосредоточенные анодные заземления: подповерхностные и глубинные. При невозможности обеспечения необходимого уровня потенциала защищаемого трубопровода и отсутствии вредного влияния на соседние сооружения при применении электродов указанных типов следует применять протяженные анодные заземления.

Сосредоточенные анодные заземления следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемых трубопроводов и в грунтах с минимальным удельным электросопротивлением ниже уровня их промерзания.

Срок службы анодного заземления (включая линию постоянного тока и контактные узлы) независимо от условий эксплуатации для строящихся трубопроводов - не менее 15 лет с момента ввода в эксплуатацию, а для эксплуатируемых трубопроводов - не менее 10 лет с момента ввода в эксплуатацию.

Установки протекторной защиты применяются, в случае, если применение катодной защиты технически или экономически невозможно/нецелесообразно. Протекторные установки должны быть подключены к защищаемому трубопроводу через контрольно-измерительные пункты. При отключении от трубопровода протектор не должен самопассивироваться и при подключении должен восстанавливать прежнюю силу защитного тока.

Дренажные установки должны непрерывно обеспечивать требуемые защитные потенциалы в зонах действия блуждающих токов. Дренажные установки должны быть подключены к рельсовой цепи только через отсасывающие фидеры и средние точки путевых дросселей трансформаторов.

Во всех случаях при выборе мест установки изолирующих фланцев необходимо учитывать условия местности, а также наличие пересекающих и близко расположенных трубопроводов, рек и ручьев, служащих обходным путем тока, шунтирующего изолирующий фланец (в соответствии с СП ).

На промысловых трубопроводах, оборудованных системами ЭХЗ должна быть предусмотрена установка стационарных контрольно-измерительных и (или) контрольно-диагностических пунктов интервалом не более 1000 м (не реже, чем через 500 м при пересечении трубопроводом зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью). Дополнительно КИП должны быть установлены в следующих местах:

- в пунктах подключения кабеля к трубопроводам от СКЗ или протекторных установок;

- на концах расчетных зон защиты;

- в местах пересечения трубопроводов со смежными подземными сооружениями;

- у крановых площадок;

- при многониточной системе трубопроводов контрольно-измерительные пункты устанавливают на каждом трубопроводе на одном поперечнике;

- в местах пересечения коммуникаций.

Допускается не устанавливать контрольно-измерительные пункты в вышеназванных местах (кроме точек дренажа установок катодной, протекторной и дренажной защиты), если обеспечена возможность электрического контакта с трубопроводом (максимальное расстояние до точки контакта, на котором КИП не устанавливается, определяется согласно требованиям СП ). Если проектируемые трубопроводы пересекаются между собой или с существующими трубопроводами, то на всех этих объектах необходимо обеспечивать оборудование КИП опознавательными надписями, указывающими к какому трубопроводу они принадлежат.

Для защиты трубопроводов от коррозии при надземной (на опорах) прокладке должны применяться атмосферостойкие покрытия, устойчивые к нагрузкам, возникающим в результате перепадов температур в процессе эксплуатации и обеспечивающие защиту в промышленной атмосфере различных макроклиматических районов по ГОСТ 15150 в условиях коррозионной агрессивности окружающей среды, определяющейся комплексным воздействием температуры, относительной влажности воздуха, солнечной радиации, суточными перепадами температур в процессе эксплуатации, осадками и наличием загрязнений в атмосфере (диоксид серы, диоксид азота и другие коррозионно-активные газы).

Защита трубопроводов от внутренней коррозии обеспечивается технологическими методами, применением коррозионно-стойких материалов, внутренних защитных антикоррозионных покрытий или ингибиторов коррозии.

Защита трубопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает:

- поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока;

- сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для утилизации ее путем закачки в пласт;

- регулирование гидродинамического движения продукции скважин во времени с учетом изменения в процессе эксплуатации свойств продукции, ее обводненности, газового фактора и дебита;

- в газопроводах - выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;

- очистку трубопроводов от механических примесей и продуктов коррозии.

Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды запрещается:

- совместный сбор продукции скважин, содержащих и не содержащих сероводород;

- смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой, содержащей ионы железа, кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектной документацией;

- смешивание пластовых и сточных вод, содержащих сероводород с водой, содержащей кислород.

На месторождениях, в продукции которых отсутствует реликтовый сероводород, для предупреждения заражения продуктивных горизонтов сероводородвосстанавливающими бактериями (СВБ) и появления сероводорода биогенного происхождения при заводнении должны применяться источники водоснабжения, не содержащие СВБ. При отсутствии таковых должно проводиться обеззараживание воды бактерицидами.

Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат все трубопроводы, в которых возможен контакт коррозионно-агрессивной жидкости с внутренней незащищённой поверхностью стенки в т.ч., например:

- нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие эмульсию типа "нефть в воде";

- промысловые газопроводы.

Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, учитывающей режим течения жидкости в трубопроводе и свойства применяемого ингибитора коррозии.

Нанесение внутренних антикоррозионных покрытий возможно для трубопроводов, транспортирующих коррозионно-активные среды. Для внутренней изоляции труб возможно применение лакокрасочных материалов на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенолформальдегидных смол и порошковых полимеров. Для трубопроводов предназначенных для перекачки воды для внутренней изоляции труб возможно применение цементно-песчаной смеси. Кроме того, могут применяться защитные покрытия других типов, стойкие к воздействию транспортируемой среды и обладающие необходимой адгезией к защищаемой внутренней поверхности трубопровода.

Применение коррозионно-стойких материалов осуществляется в соответствии с проектными решениями и на основе оценки опасности коррозии.