Об утверждении Правил эксплуатации магистральных нефтепроводов

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 29 октября 2014 года № 84. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 20 января 2015 года № 10107.

      В соответствии с подпунктом 4) статьи 6 Закона Республики Казахстан от 22 июня 2012 года "О магистральном трубопроводе", ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить прилагаемые Правила эксплуатации магистральных нефтепроводов.

      2. Департаменту развития нефтяной промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан (Кулмурзин К.С.) обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан направление на официальное опубликование в средствах массовой информации и информационно-правовой системе "Әділет";

      3) опубликование настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр

В. Школьник

      "Согласован"

      Министр национальной экономики

      Республики Казахстан

      __________ Е.Досаев

      18 декабря 2014 года

      "Согласован"

      Министр по инвестициям и развитию

      Республики Казахстан

      __________ А. Исекешев

      4 декабря 2014 года


  Утверждены
приказом Министра энергетики
Республики Казахстан
от 29 октября 2014 года № 84

Правила
эксплуатации магистральных нефтепроводов
Глава 1. Общие положения

      Сноска. Заголовок главы 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      1. Настоящие Правила эксплуатации магистральных нефтепроводов разработаны в соответствии с подпунктом 4) статьи 6 Закона Республики Казахстан от 22 июня 2012 года "О магистральном трубопроводе" и определяют порядок эксплуатации магистральных нефтепроводов.

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

      1) авария – разрушение зданий, сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ;

      2) автоматизированная система – система, состоящая из персонала и комплекса средств автоматизации его деятельности, реализующая информационную технологию выполнения установленных функций контроля и управления;

      3) текущий ремонт (оборудования) – ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений, состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей;

      4) неисправность – событие, заключающееся в кратковременном нарушении работоспособного состояния оборудования, объекта, сооружений, не повлекшее изменение технологического режима;

      5) подразделение – нефтепроводное управление; центральная база производственного обслуживания; головная нефтеперекачивающая станция; нефтеперекачивающая станция; опорный аварийно-восстановительный пункт; аварийно-восстановительный пункт; наладочная лаборатория и другие службы, необходимые для обеспечения транспортировки нефти и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов;

      6) диспетчерская связь (канал) – избирательная и групповая громкоговорящая связь, предоставляемая оперативно-техническому персоналу, организующему транспортировку нефти;

      7) оперативное (непрерывное) диагностирование – контроль технического состояния, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит постоянно;

      8) оперативно-диспетчерское управление – централизованное управление технологическими режимами эксплуатации магистрального нефтепровода для транспортировки нефти;

      9) внеплановое диагностирование – контроль технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций, проводимый в случае резкого изменения значений постоянно контролируемых параметров, а также, если по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта;

      10) плановое (периодическое) диагностирование – контроль фактического технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций по параметрам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности;

      11) ремонт – комплекс мероприятий (операций) по восстановлению исправности или работоспособности полного или частичного эксплуатационного ресурса линейной части магистрального нефтепровода и (или) его объектов;

      12) ремонт (оборудования) – комплекс операций по восстановлению исправности, работоспособности, ресурса оборудования и сооружений магистрального нефтепровода;

      13) капитальный ремонт (оборудования) – ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования и сооружений с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые;

      14) внутритрубная диагностика – комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах трубопровода с применением внутритрубных инспекционных приборов (снарядов), в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля;

      15) внутритрубный диагностический снаряд (дефектоскоп) — устройство, перемещаемое внутри трубы потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах стенки нефтепровода и сварных швов;

      16) собственник магистрального трубопровода – Республика Казахстан, административно-территориальная единица Республики Казахстан или юридическое лицо, владеющее магистральным трубопроводом на праве собственности;

      17) магистральный нефтепровод – единый производственно-технологический комплекс, состоящий из линейной части и объектов, обеспечивающих безопасную транспортировку нефти, соответствующий требованиям технических регламентов и национальных стандартов;

      18) линейная часть магистрального нефтепровода – подземные, подводные, наземные, надземные нефтепроводы, по которым осуществляется непосредственная транспортировка нефти;

      19) ликвидация магистрального нефтепровода – комплекс мероприятий по демонтажу и (или) перепрофилированию магистрального нефтепровода и приведению окружающей среды в состояние, безопасное для жизни и здоровья человека и пригодное для дальнейшего использования;

      20) консервация магистрального нефтепровода – комплекс мероприятий по обеспечению сохранности магистрального нефтепровода в исправном техническом состоянии при выводе его из эксплуатации;

      21) нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода – комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу;

      22) пункт подогрева нефти магистрального нефтепровода – комплекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу;

      23) объект магистрального нефтепровода – технологический комплекс (часть магистрального нефтепровода), включающий нефтепроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию;

      24) инцидент на магистральном нефтепроводе – отказ или повреждение технических устройств, применяемых на его опасном производственном объекте, а также отклонение от режима технологического процесса;

      25) эксплуатация магистрального нефтепровода – деятельность, необходимая для непрерывного, надлежащего и эффективного функционирования магистрального нефтепровода, включающая в том числе техническое обслуживание, ремонт, техническое диагностирование и оперативно-диспетчерское управление;

      26) надежность магистральных нефтепроводов – свойство магистральных нефтепроводов выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонта, хранения и транспортировки;

      27) номинальный диаметр (DN) – приблизительно равен внутреннему диаметру трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке;

      28) оператор – собственник магистрального нефтепровода или юридическое лицо, владеющее магистральным нефтепроводом на ином законном основании, осуществляющие транспортировку нефти по магистральному нефтепроводу и (или) его эксплуатацию, либо уполномоченная ими организация, оказывающая операторские услуги;

      29) производственно-технологическая связь – связь, предоставляемая по ведомственной сети связи для управления внутрипроизводственной деятельностью и технологическими процессами при эксплуатации магистральных нефтепроводов;

      30) резервуарный парк – комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти;

      31) техническая диагностика – область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объекта;

      32) техническое диагностирование – комплекс работ и организационно-технических мероприятий для определения технического состояния магистрального нефтепровода;

      33) техническое состояние – состояние оборудования и сооружений, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями его параметров, установленных технической документацией на объект;

      34) контроль технического состояния – проверка соответствия значений параметров оборудования и сооружений требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени (виды технического состояния: исправное, неисправное, работоспособное, неработоспособное);

      35) ремонт по техническому состоянию (оборудования) – ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативной документацией, а объем работ и начало ремонта определяются техническим состоянием оборудования и сооружений;

      36) техническое обслуживание – контроль за техническим состоянием, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности объектов магистрального нефтепровода;

      37) контроль технологического процесса – проверка соответствия характеристик, режимов и других показателей технологического процесса установленным требованиям (нормативам).

      Сноска. Пункт 2 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 2. Порядок эксплуатации магистральных нефтепроводов

      Сноска. Заголовок главы 2 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      Параграф 1. Техническое обслуживание, ремонт и диагностирование магистрального нефтепровода

      3. Организацию работ по эксплуатации магистральных нефтепроводов осуществляет его оператор.

      4. Эксплуатация магистральных нефтепроводов не допускается до приемки в соответствии с Законом Республики Казахстан от 16 июля 2001 года "Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан" (далее – Закон) в комплексе со всеми сооружениями и иными объектами, предусмотренными проектной документацией.

      Сноска. Пункт 4 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      5. Для обеспечения транспортировки нефти и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов создаются нефтепроводные управления, линейные производственно-диспетчерские станции, нефтеперекачивающие станции, опорные аварийно-восстановительные пункты, аварийно-восстановительные пункты, аналитические лаборатории и другие службы, задачами которых являются:

      1) приемка нефти и транспортировка ее по магистральным нефтепроводам на основании договоров на предоставление услуг по транспортировке нефти;

      2) учет количества и контроль качества партии нефти, принятой в магистральные нефтепроводы и сдаваемой в конечном пункте транспортировки;

      3) обеспечение надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов или его объектов путем проведения периодических диагностических обследований и организация системы технического обслуживания и ремонта сооружений и технологического оборудования магистральных нефтепроводов;

      4) предупреждение аварийных ситуаций, ликвидация возможных аварий и их последствий;

      5) ликвидация магистральных нефтепроводов или его объектов при списании.

      6. Система организации технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов или его объектов может быть централизованной, пообъектной, смешанной.

      7. Проектная и исполнительная документация на строительство магистральных нефтепроводов, акты испытаний, рабочая документация на техническое обслуживание, а также материалы расследования аварий и инцидентов хранятся у собственника магистральных нефтепроводов на протяжении всего срока его эксплуатации.

      8. Нормативно-техническая и нормативная документация, относящаяся к эксплуатации магистральных нефтепроводов или его объектов, хранится непосредственно в производственных подразделениях.

      9. На эксплуатируемые объекты и сооружения магистральных нефтепроводов составляются технические паспорта, которые ведутся на линейную часть магистральных нефтепроводов, нефтеперекачивающих станций, наливные пункты, пункты подогрева нефти и внутриобъектные сооружения.

      На объектах магистральных нефтепроводов разрабатываются и находятся на рабочих местах:

      1) эксплуатационная и техническая документация;

      2) проект на строительство объектов магистральных нефтепроводов;

      3) технологические регламенты;

      4) планы ликвидации аварий, учитывающие факторы опасности и регламентирующие действия персонала, средства и методы, используемые для ликвидации аварийных ситуаций, предупреждения аварий, для максимального снижения тяжести их возможных последствий (выписки из оперативной части).

      Сноска. Пункт 9 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      10. В целях бесперебойной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов оператором, а также физическими и юридическими лицами, осуществляющими работы на объектах магистральных нефтепроводов, на нефтепроводе устанавливаются средства измерения давления и температуры:

      1) с обеих сторон каждой линейной задвижки;

      2) на обоих концах каждой нитки перехода через водную преграду до и после береговых задвижек;

      3) на конечном пункте перегона между нефтеперекачивающей станцией у задвижки приемного нефтепровода;

      4) на обеих сторонах узлов пуска и приема, а также пропуска средств очистки и диагностики;

      5) до и после узлов подключения нефтепровода к пункту подогрева нефти, станции подогрева нефти;

      6) в наиболее характерных точках продольного профиля нефтепровода.

      Нефтепровод и узлы пуска и приема очистных устройств оборудуются сигнализаторами прохождения средств очистки и диагностики.

      11. Размещение линейной запорной арматуры на нефтепроводе определяется проектом на строительство (реконструкцию, расширение, техническое перевооружение, модернизацию, капитальный ремонт) нефтепровода, и при этом учитывается профиль трассы с целью сведения потерь нефти при авариях и повреждениях до минимума.

      12. К запорной арматуре, узлам пуска и приема очистных и диагностических устройств обеспечивается легкий доступ для обслуживания персоналом, и они защищаются от повреждения и управления посторонними лицами.

      13. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводе, содержится в исправном состоянии, укомплектовывается и нумеруется в соответствии с технологическими схемами, указателями положения затвора, надписями и стрелками, обозначающими направление открытия и закрытия.

      14. Площадки расположения линейной запорной арматуры планируются, защищаются от затопления поверхностными и грунтовыми водами, ограждаются. К площадкам предусматривается подъездной путь для транспортных средств.

      15. К узлам управления запорной арматуры обеспечивается беспрепятственный доступ для обслуживающего персонала.

      Операции по открыванию и закрыванию запорной арматуры проводятся только по распоряжению диспетчера.

      16. В местах подключения промежуточных нефтеперекачивающих станций к нефтепроводу монтируются узлы пропуска очистных и диагностических устройств или раздельные и совмещенные узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств. На конечном участке нефтепровода, а также конечных участках, подводящих к нефтеперекачивающим станциям нефтепроводов, монтируются узлы приема очистных и диагностических устройств.

      Конструкция узлов проектируется при условии использования всех типов очистных устройств и внутритрубных диагностических снарядов отечественного и зарубежного производства, применяемых на нефтепроводах.

      17. Устойчивость и прочность конструкции узлов от температурного воздействия "горячей" нефти обеспечиваются:

      1) совмещенных узлов - за счет рамочной обвязки конструкции узлов, защемления грунтом и установки "якоря" нефтепровода к "мертвой" опоре, установленной вблизи узла;

      2) раздельных узлов - за счет защемления грунтом и установки "якоря" нефтепровода к "мертвой" опоре, установленной вблизи узла, минимизации габаритов наземной части узла, компенсирующей формой нефтепровода обвязки камер, краткосрочным воздействием "горячей" нефти на пусковую камеру.

      18. В целях обеспечения транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам используются головные нефтеперекачивающие станции, представляющие комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

      19. В состав технологических сооружений головных нефтеперекачивающих станций входят: резервуарный парк, подпорная насосная станция, узел учета нефти, магистральная насосная станция, узел регулирования давления или частотно-регулируемый электропривод на подпорных и магистральных насосных агрегатах, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, технологические нефтепроводы, системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханической системы автоматизации, связи, система электрохимической защиты, печи подогрева нефти, узлы учета, производственно-бытовые здания и сооружения. В состав технологических сооружений промежуточной нефтеперекачивающей станции без резервуарного парка входят: магистральная насосная станция, фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления, а также технологические нефтепроводы.

      Примечание РЦПИ!
      В пункт 20 внесено изменение в текст на казахском языке, текст на русском языке не изменяется приказом Министра энергетики РК от 03.07.2015 № 469 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      20. На нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком предусматривается установка узлов с предохранительными клапанами прямого действия и автоматически открывающаяся задвижка для защиты технологических нефтепроводов резервуарного парка, а также технологических нефтепроводов и оборудования, установленного между подпорной и магистральной насосными от избыточного давления.

      21. Сброс нефти от предохранительных устройств осуществляется по отдельному нефтепроводу в резервуарный парк.

      22. Надежность, безопасность и эффективность эксплуатации оборудования и систем нефтеперекачивающих станций обеспечиваются стабильным режимом их работы, поддержанием оборудования и коммуникаций в исправном состоянии, постоянным (или периодическим) контролем технического состояния оборудования, модернизацией или заменой морально и физически устаревшего оборудования, предупреждением отказов.

      23. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с требованиями технологических регламентов, инструкций по эксплуатации, разработанными на основании рекомендаций изготовителей.

      24. В целях предупреждения парафинизации труб, а также потери энергии, связанной с перекачкой нефти по нефтепроводам, используются пункты подогрева нефти.

      Пункты подогрева нефти могут быть в составе нефтеперекачивающих станций или самостоятельными объектами магистральных нефтепроводов. Пункты подогрева нефти предназначены для подогрева нефти, перекачиваемой по магистральным нефтепроводам, с целью изменения реологических свойств нефти (нефтесмеси).

      25. Состав объектов пунктов подогрева нефти и технические характеристики сооружений и оборудования определяются проектом.

      26. Температура подогрева нефти и запас необходимого количества нефти в резервуарах на пунктах подогрева нефти обеспечивают компенсацию потерь тепла перекачиваемой нефти с условием сохранения ее текучести до следующего пунктах подогрева нефти при минимальных температурах окружающей среды, а также возможность пуска участка нефтепровода после плановой остановки.

      27. В целях непрерывного, надлежащего и эффективного функционирования магистральных нефтепроводов при транспортировке застывающей нефти применяются противотурбулентные присадки, увеличивающие пропускную способность нефтепровода при заданном ресурсе (перепаде) давления на лимитирующих участках.

      28. Для снижения температуры застывания нефти и улучшения ее реологических свойств используются депрессорные присадки.

      Критерием оценки эффективности депрессорных присадок является снижение температуры застывания, парафиноотложений, вязкости и предельного напряжения сдвига.

      29. Количество вводимой присадки определяется на основании реологических исследований, выполненных в лабораторных условиях, а также по результатам опробования в промышленных условиях и указывается в технологической карте нефтеперекачивающих станций.

      30. Ввод присадки в нефтепровод осуществляется дозировочными насосами.

      Территория расположения дозирующей установки и емкостей для хранения присадок ограждается и снабжается предупреждающим знаком.

      31. Депрессорные присадки вводятся в высокозастывающую нефть, температура которой на 5-10 оС выше температуры плавления входящих в нее парафинов.

      32. Режим перекачки нефти обеспечивается равномерным перемешиванием присадки и нефти.

      33. Контроль концентрации присадки в нефти осуществляется по пробам, отобранным из нефтепровода.

      34. В целях обеспечения равномерной загрузкой магистральных нефтепроводов, компенсации пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти, накопления запасов аварийного и стратегического резерва, для технологических операций по смешению, подогреву и доведению продуктов до определенной кондиции используются резервуарные парки.

      35. Технологическое оборудование резервуарного парка включает в свой состав:

      1) резервуары, оборудованные предохранительными, дыхательными клапанами (вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей), вентиляционными патрубками (вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей и понтоном, вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей), огневыми предохранителями, приемораздаточными патрубками и их компенсирующими системами, хлопушками, пробоотборниками, водоспуском с плавающими крышами (вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей), сифонными кранами, системой размыва осадка, люками, уровнемерами, приборами контроля, сигнализации, защиты;

      2) устройства для обнаружения возгорания на объектах резервуарного парка и оборудование для тушения пожаров;

      3) нефтепроводы обвязки резервуаров;

      4) задвижки, перекрывающие доступ нефти в резервуар и из резервуара;

      5) устройства энергоснабжения, вспомогательные и другие устройства, установленные в данном резервуарном парке и используемые для реализации технологических процессов.

      36. Техническое обслуживание объектов линейной части магистральных нефтепроводов заключается в выполнении комплекса профилактических работ по поддержанию объектов линейной части в работоспособном и исправном состоянии, включающего:

      1) техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов;

      2) очистку внутренней полости нефтепроводов.

      Техническое обслуживание оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов является плановым профилактическим (предупредительным) мероприятием и включает в себя осмотр всех ее составляющих, регулировку, чистку и смазку отдельных узлов оборудования и сооружений, а также устранение мелких неисправностей, обнаруженных в процессе осмотра.

      37. Периодичность осмотров определяется на основании разработанных планов в зависимости от объема работ, сложности рельефа трассы нефтепровода, времени года и технического состояния сооружений и оборудования линейной части.

      Работы по текущему ремонту оборудования и сооружений линейной части производятся регулярно в течение года по планам-графикам, составленным соответствующими службами нефтепроводных управлений.

      38. С целью восстановления пропускной способности нефтепровода и предупреждения накапливания на стенках отложений, а также подготовки участка нефтепровода к внутритрубному обследованию проводится очистка полости магистральных нефтепроводов пропуском очистных устройств.

      39. С учетом планов перекачки, проведения внутритрубных инспекций и свойств нефти составляются и утверждаются годовые планы работ по очистке нефтепроводов.

      40. Испытания на прочность и герметичность являются средством подтверждения работоспособности эксплуатируемого нефтепровода или его участков и также проводятся в следующих случаях:

      1) если они не могут быть подвергнуты внутритрубной диагностике;

      2) перед вводом в работу нефтепроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок 3 года и более без освобождения от нефти;

      3) перед вводом в работу нефтепроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок 1 год и более с освобождением от нефти.

      40-1. Нефтепроводы и их участки подразделяются на три категории, объемы неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательных давлений которых определяются требованиями нормативно-технической документации. Все нефтепроводы за исключением участков, приведенных в приложении 1 к настоящим Правилам, относятся к III категории.

      Сноска. Правила дополнены пунктом 40-1 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      41. На каждом аварийно-восстановительном пункте ведется журнал учета работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту участка нефтепровода, закрепленного за аварийно-восстановительным пунктом.

      42. Службы, эксплуатирующие линейную часть магистральных нефтепроводов, разрабатывают и используют следующую техническую документацию:

      1) копии правоустанавливающих и идентификационных документов на земельные участки, необходимые для размещения и эксплуатации линейной части нефтепровода, домов линейных обходчиков и других зданий и (или) сооружений;

      2) планы, профили трассы обслуживания;

      3) планы ликвидации возможных аварий;

      4) схемы обслуживаемого участка магистральных нефтепроводов с ситуационным планом местности (переходы через реки и овраги, вдольтрассовые дороги и надземные коммуникации, автомобильные и железные дороги, места хранения аварийного запаса труб, места расположения объектов и средств электрохимической защиты, коммуникации технического коридора, близлежащие населенные пункты);

      5) технические паспорта на нефтепровод, подводные и воздушные переходы;

      6) паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

      7) паспорта и инструкции производителя на специальную и аварийную технику;

      8) материалы топографической съемки трассы нефтепровода;

      9) графики планово-предупредительного ремонта;

      10) должностные инструкции и инструкции по профессиям для обслуживающего персонала;

      11) договор (или инструкцию) на обслуживание объектов технического коридора;

      12) техническую документацию по эксплуатации магистральных нефтепроводов.

      43. Все изменения по результатам произведенного технического обслуживания магистральных нефтепроводов вносятся в технологическую схему и доводятся до сведения обслуживающего персонала.

      44. Сроки и периодичность технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, систем и устройств магистральных нефтепроводов устанавливаются в зависимости от технического состояния и соответствии с требованиями инструкций завода изготовителя по эксплуатации технологического оборудования.

      45. Диагностирование линейной части и объектов магистральных нефтепроводов проводится для обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения отказов, определения фактического технического состояния, определения возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, определения количества и типов дефектов, их точной локализации и выбора наиболее эффективных методов ремонта для обеспечения безопасной эксплуатации, расчета допустимого рабочего давления, определения возможности продления срока службы линейной части и объектов магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации.

      46. Диагностирование линейной части и объектов магистральных нефтепроводов осуществляется при наличии диагностической аппаратуры аттестованными организациями, а также специалистами, имеющими удостоверение, подтверждающее прохождение профессиональной подготовки, переподготовки, работников опасных производственных объектов по вопросам промышленной безопасности в соответствии с Законом Республики Казахстан от 11 апреля 2014 года "О гражданской защите" (далее – Закон о гражданской защите).

      Сноска. Пункт 46 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      47. Для средств измерений, применяемых при диагностике, применяются следующие мероприятия:

      1) средства измерений, являющиеся объектами государственного метрологического контроля, вносятся в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан и поверяются;

      2) средства измерений градуируются (иметь шкалу, отображение измерительной информации и другое) в единицах измерений международной системы единиц "SI" или единицах измерений, не входящих в систему "SI", но допущенных к применению на территории Республики Казахстан решением уполномоченного органа, осуществляющего государственное регулирование в области обеспечения единства измерений;

      3) укомплектовываются сертификатами об утверждении типа или метрологической аттестации, действующими сертификатами о поверке средств измерений с положительными результатами, удостоверенными оттиском поверительного клейма, методикой поверки, комплектом документации, предусмотренной заводом-изготовителем, эксплуатационной документацией на государственном и русском языках.

      Сноска. Пункт 47 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      48. Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов включает:

      1) внутритрубную диагностику нефтепровода;

      2) внешнее дефектоскопическое обследование участков нефтепровода с применением методов неразрушающего контроля;

      3) оценку состояния изоляционных покрытий и эффективности работы средств электрохимической защиты.

      49. Диагностика проводится на плановой основе с учетом норм периодичности.

      На основании результатов диагностирования планируются первоочередные мероприятия по предотвращению разрушения нефтепроводов, а также сроки и объемы работ по ремонту линейной части и объектов магистральных нефтепроводов.

      50. При диагностировании оборудования нефтеперекачивающих станций с целью обеспечения его надежности и безопасности ставятся следующие задачи:

      1) определение технического состояния оборудования, в том числе обнаружение и классификация дефектов (отказов), прогноз их развития;

      2) определение остаточного ресурса и продление срока службы оборудования;

      3) определение сроков и объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования.

      51. Номенклатура оборудования, подлежащего диагностированию, определяется соответствующим подразделением.

      При проектировании новых и реконструкции существующих нефтеперекачивающих станций предусматриваются автоматизированные системы диагностического контроля основного и вспомогательного оборудования.

      52. Определение фактического технического состояния оборудования производится на основе проверки соответствия и сравнения текущих значений его параметров с допустимыми и базовыми значениями.

      Допустимые значения параметров, необходимых для оценки технического состояния оборудования, а также периодичность проведения планового контроля, назначаемая с учетом фактических показателей надежности, количества пусков и результатов, выполненных ранее диагностических и ремонтных работ, определяются в соответствии с технической документацией.

      Базовые значения контролируемых параметров определяются с началом ведения работ по диагностике, после ввода нового или отремонтированного оборудования в эксплуатацию, а также замены узла или детали, которая вызвала изменение контролируемых параметров.

      53. В рамках диагностирования оборудования нефтеперекачивающих станций проводится оперативное, плановое и внеплановое диагностирование технического состояния.

      В объем оперативного диагностирования входят также технические осмотры объектов нефтеперекачивающих станций, которые проводятся согласно графику.

      54. Источником информации, необходимой для проведения диагностирования и анализа причин изменения технического состояния оборудования, являются следующие базы данных: эксплуатационных параметров; отказов и наработок; планов и результатов проведения диагностирования и ремонтов.

      55. По результатам технического диагностирования выдается заключение о техническом состоянии оборудования в произвольной форме.

      56. Параметры, используемые при оценке технического состояния, а также результаты диагностирования и прогнозирования ресурса сохраняются в базе данных автоматизированной системы контроля и управления магистральных нефтепроводов на протяжении всего времени эксплуатации однотипного оборудования.

      57. Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при диагностировании по параметрическим и виброакустическим критериям.

      58. Параметрическое диагностирование магистральных и подпорных насосных агрегатов обеспечивает обязательную оценку их технического состояния по следующим контролируемым параметрам: напору; потребляемой мощности и коэффициенту полезного действия насоса; давлению; температурам масла, сердечника статора, обмоток ротора и статора, подшипников, охлаждающей среды.

      59. На основе параметрического диагностирования определяются причины, вызывающие ухудшение данных параметров, разработка и реализация мероприятий по улучшению и восстановлению напорной и энергетической характеристик насоса, определяются тенденции их изменения по мере наработки.

      60. Вибродиагностический контроль и оценка общего технического состояния насосного агрегата проводятся по следующим критериям:

      1) по допустимому уровню вибрации;

      2) по скорости изменения вибрации относительно базовой характеристики;

      3) по спектральным характеристикам.

      61. Оценка работоспособности насосного агрегата по параметрам вибрации выполняется по результатам оперативного, планового и внепланового вибрационного контроля.

      62. При оперативном контроле выполняется постоянное слежение за уровнем вибрации насосного агрегата в данный момент времени и динамике с возможностью ручной, автоматизированной или смешанной регистрации информации о величине вибрации.

      63. При плановом вибродиагностическом контроле оценивается фактическое техническое состояние насосного агрегата, составляется прогноз его работоспособности с определением времени до ремонта или следующего вибродиагностического контроля, уточняются объем и вид ремонта, качество ремонта.

      64. Внеплановый вибродиагностический контроль вспомогательных насосов проводится в случае появления посторонних шумов, выявляемых во время обхода.

      65. Валы насосных агрегатов подвергаются входному и плановому дефектоскопическому контролю с учетом наработки и количества пусков в соответствии с нормативной документацией.

      66. Методы и средства, применяемые для оценки технического состояния запорной арматуры, обеспечивают:

      1) контроль внешней и внутренней герметичности;

      2) выявление дефектов в материале корпуса, сварных швах, уплотнении штока;

      3) контроль работоспособности редуктора, электропривода, аппаратуры пуска и остановки, концевых и моментных выключателей.

      67. Для определения фактического технического состояния технологических нефтепроводов производятся ревизия, испытания (в рамках планового контроля).

      68. Оборудование нефтеперекачивающих станций, отработавшее назначенный срок службы (назначенный ресурс), подлежит техническому освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания.

      69. Объем и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования нефтеперекачивающих станций в течение дополнительного срока службы устанавливаются по результатам технического освидетельствования.

      70. Диагностирование резервуаров проводится в соответствии с техническими документами завода-изготовителя.

      71. Частичное диагностирование проводится без вывода резервуаров из эксплуатации, полное - после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.

      72. На основании диагностирования резервуаров составляется с учетом возможности обеспечения надежной эксплуатации резервуарного парка график ремонта (в том числе капитального) резервуаров.

      73. Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара проводится на основании рассмотрения результатов полного диагностирования, условий эксплуатации с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

      74. Основанием при решении вопроса о полной отбраковке резервуара является неудовлетворительное качество металла, как по механическим свойствам, так и по химическому составу.

      75. Оценка технического состояния и необходимость ремонта линейной части нефтепровода, выбор вида и способа ремонта производятся на основе анализа:

      1) данных внутритрубной диагностики;

      2) данных об изменении защитного потенциала нефтепровода за период эксплуатации;

      3) данных дефектоскопии изоляционного покрытия;

      4) прогноза технического состояния и рекомендаций по дальнейшей эксплуатации обследованных участков, полученных от специализированных организаций, проводивших диагностирование;

      5) сведений о ранее выявленных дефектах;

      6) параметра потока отказов нефтепровода;

      7) технических данных нефтепровода и их соответствия проектным показателям;

      8) фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.

      76. По результатам анализа и обработки полученной информации проводятся:

      1) уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода;

      2) определение ремонтопригодности обследованного участка;

      3) планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения нефтепровода;

      4) выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности нефтепровода с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.

      77. Оценка технического состояния объектов нефтеперекачивающих станций (резервуаров, технологических нефтепроводов) проводится на основе анализа результатов комплексного диагностирования.

      78. Ремонтные работы на линейной части магистральных нефтепроводов включают:

      1) текущий ремонт (вантузов, задвижек, воздушных переходов, узлов пуска и приема средств очистки и диагностики, средств электрохимической защиты);

      2) капитальный ремонт (с заменой труб, с заменой изоляционного покрытия, выборочный ремонт);

      3) аварийно-восстановительный ремонт.

      Сноска. Пункт 78 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      79. Для оборудования нефтеперекачивающих станций предусматриваются:

      1) технический осмотр;

      2) ремонт, выполняемый по фактическому техническому состоянию (текущий, капитальный) или плановый при выборе системы планово-предупредительного ремонта;

      3) внеплановый (аварийно-восстановительный) ремонт;

      4) регламентные работы.

      80. Планирование работ по ремонту нефтепровода проводится в зависимости от предельного срока эксплуатации дефектов, информация о которых представлена в техническом отчете внутритрубной диагностики, с учетом заключения о техническом состоянии сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов.

      81. Производство основных ремонтных работ начинается после выполнения организационных и подготовительных мероприятий, приемки подрядчиком трассы участка нефтепровода под ремонт и письменного разрешения уполномоченных лиц собственника (оператора) на производство работ.

      82. Текущий ремонт линейной части выполняется совместно с техническим обслуживанием нефтепровода по утвержденному графику.

      83. В планы-графики текущего ремонта в течение календарного года вносятся дополнения по результатам выполненных осмотров, обследований, испытаний.

      Сокращение объемов работ, предусмотренных утвержденным планом текущего ремонта, допускается только по согласованию с собственником магистрального нефтепровода (оператором).

      84. Капитальный ремонт нефтепровода по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды:

      1) с заменой труб, включающий полную замену дефектного участка нефтепровода новым;

      2) с заменой изоляционного покрытия, включающий полную замену изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки нефтепровода;

      3) выборочный ремонт, включающий ремонт участков нефтепроводов с опасными и потенциально опасными дефектами стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами, а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями и участками, примыкающими к узлам линейной арматуры).

      85. Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:

      1) технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;

      2) плотностей распределения дефектов по длине нефтепровода;

      3) состояния изоляционного покрытия.

      86. Капитальный, а также выборочный капитальный ремонт магистральных нефтепроводов выполняется в соответствии с проектом, разработанным проектной организацией, имеющей лицензию, и проектом производства работ, разработанным организацией, выполняющей ремонт.

      86-1. Минимальные расстояния от нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений принимаются согласно приложениям 2 и 3 к настоящим Правилам.

      Сноска. Правила дополнены пунктом 86-1 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      86-2. Минимальные расстояния между двумя одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками нефтепроводов, принимаются:

      при подземной прокладке нефтепроводов – согласно приложению 4 к настоящим Правилам;

      при надземной, наземной и комбинированной прокладке нефтепроводов – в зависимости от условий прокладки.

      Сноска. Правила дополнены пунктом 86-2 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      86-3. Минимальные расстояния между параллельно строящимися и действующими в одном техническом коридоре нефтепроводами принимаются исходя из условий обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в приложении 5 к настоящим Правилам – при подземной прокладке нефтепроводов.

      Сноска. Правила дополнены пунктом 86-3 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      87. Каждый ремонт отражается в паспорте нефтепровода.

      88. Перед началом ремонтных работ заказчик и подрядчик ставят в известность владельцев сооружений технического коридора о начале и сроках проведения работ по капитальному ремонту.

      89. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима и приемкой выполненных работ назначается ответственное лицо из числа специалистов технических служб. Для этих целей также могут быть привлечены специализированные организации.

      90. Текущий ремонт запорной арматуры и механического оборудования линейных сооружений нефтепровода выполняется подразделениями аварийно-восстановительной службы, капитальный ремонт - специализированными организациями.

      91. Ремонт электротехнических установок, оборудования и устройств электрохимической защиты, телемеханических систем автоматизации линейной части магистральных нефтепроводов выполняется специализированными службами.

      92. Вывод магистральных нефтепроводов из эксплуатации осуществляется в целях ремонта, консервации или ликвидации магистральных нефтепроводов. При выводе из эксплуатации магистральный нефтепровод переводится в безопасное состояние.

      93. При выводе объекта магистрального нефтепровода из эксплуатации с целью исключения его из перечня опасных производств (перевод в безопасное состояние) проводится ряд технологических мероприятий по опорожнению нефтепроводов, оборудования и емкостей от нефти, ликвидации складов горюче-смазочных материалов, снижению (отключению) энергопотребления (энергоснабжения) и изменению условий функционирования других систем нефтеперекачивающих станций (головных нефтеперекачивающих станций) в зависимости от конечных целей принятого решения.

      94. Перевод нефтеперекачивающей станции (головной нефтеперекачивающей станции) в безопасное состояние может предшествовать консервации оборудования или ликвидации объекта.

      95. Для сохранения исправности и работоспособности оборудования объектов, временно выведенных из эксплуатации, проводится комплекс мероприятий (консервация) и организуется техническое обслуживание недействующего объекта.

      96. Консервации подлежит исправное оборудование, прошедшее предварительное освидетельствование, техническое диагностирование, дефектоскопию с целью определения остаточного ресурса и целесообразности консервации.

      97. Для расконсервации объектов (оборудования) и ввода их в действие составляется рабочая программа с указанием перечня работ, порядка и сроков их выполнения.

      98. При вводе оборудования объектов магистральных нефтепроводов в эксплуатацию после расконсервации проводятся ревизия, проверка, обкатка, испытание и приемка в эксплуатацию в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

      99. Период подконтрольной эксплуатации объекта магистрального нефтепровода после расконсервации устанавливается проектной документацией.

      100. Для выполнения работ по демонтажу объектов и оборудования разрабатывается проектная документация на демонтаж.

      101. Исключен приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      Параграф 2. Оперативно-диспетчерское управление магистральными нефтепроводами

      102. Оперативно-диспетчерское управление магистральными нефтепроводами обеспечивает круглосуточное и непрерывное поддержание заданных режимов функционирования магистральных нефтепроводов, контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и нефтепровода при оптимальном количестве обслуживающего персонала.

      103. Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах являются:

      1) головные нефтеперекачивающие станции с магистральными, подпорными насосными, резервуарными парками;

      2) промежуточные нефтеперекачивающие станции с магистральными насосными;

      3) станции/пункты подогрева нефти;

      4) узел учета нефти/система измерения количества и качества нефти;

      5) вспомогательные инженерные сооружения;

      6) линейная часть магистральных нефтепроводов.

      104. Система автоматизации линейной части магистральных нефтепроводов предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления технологическим оборудованием линейной части магистральных нефтепроводов и измерения технологических параметров:

      1) давления в рабочих и отключенных нефтепроводах;

      2) величины защитного потенциала "труба-земля";

      3) величины тока и напряжения на выходе станций электрохимической защиты;

      4) расхода нефти;

      5) температуры нефти;

      6) температуры нетронутого грунта;

      7) регулирования выходного тока станции электрохимической защиты;

      8) состояния охранной сигнализации пункта контроля и управления и колодцев отбора технологических параметров;

      9) состояния и положения линейной запорной арматуры;

      10) состояния средств электрохимзащиты;

      11) сигнализации прохождения средств очистки и диагностики;

      12) минимальной температуры в пункте контроля и управления;

      13) наличия напряжения вдольтрассовой линии электропередачи;

      14) сигнализации максимального уровня в емкости сбора утечек камеры приема-пуска средств очистки и диагностики;

      15) сигнализации затопления колодцев отбора технологических параметров;

      16) состояния автоматических пунктов секционирования воздушных или комбинированных, вдольтрассовых линий электропередачи (реклоузеры);

      17) управления режимом работы средств электрохимической защиты.

      105. Система автоматизации сливо-наливных эстакад предназначена для обеспечения автоматической защиты, контроля и управления технологическим процессом слива-налива и обеспечивает исполнение следующих функций:

      1) контроля основных технологических параметров;

      2) дистанционного управления работой технологического оборудования;

      3) автоматического управления технологическим процессом по технологическому регламенту.

      106. Система автоматизации резервуарного парка предназначена для обеспечения исполнения функций автоматической защиты, контроля и управления технологическим процессом и измерения технологических параметров резервуарного парка:

      1) измерения уровня в резервуарах;

      2) измерения температуры нефти;

      3) оперативного учета нефти;

      4) дистанционного управления работой технологического оборудования;

      5) дистанционного управления задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения;

      6) автоматического управления оборудованием по технологическому регламенту;

      7) аварийной сигнализации максимального уровня в резервуарах;

      8) аварийной сигнализации при срабатывании защит.

      107. Система автоматизации станции/пункта подогрева нефти обеспечивает безаварийную эксплуатацию и требуемые режимы функционирования технологического оборудования путем осуществления:

      1) контроля основных технологических параметров;

      2) дистанционного управления работой технологического оборудования;

      3) автоматического управления оборудованием по технологическому регламенту.

      108. Основные назначения системы противоаварийной автоматической защиты:

      1) предупреждение возникновения аварийных ситуаций;

      2) автоматический перевод технологического процесса в безопасное состояние при возникновении аварийных ситуаций, в том числе отказов системы автоматизации или ошибочных действий персонала;

      3) блокировка оборудования при сохранении активности аварийных сигналов.

      Система противоаварийной автоматической защиты работает параллельно и независимо от автоматизированной системы управления технологическими процессами станции.

      109. Пуск нефтепровода после плановых ремонтных работ или аварийных остановок производится диспетчером в режиме местного управления.

      Вывод на заданный режим нефтепровода, оснащенного системой автоматизации, осуществляется непосредственно диспетчером, а при отсутствии на нефтепроводах системы автоматизации — оперативным персоналом местного диспетчерского пункта под руководством диспетчера в режиме местного управления.

      110. Все плановые пуски, остановки, переключения, изменения режима на нефтепроводах производятся с разрешения диспетчера.

      При возникновении аварийных ситуаций, связанных с остановкой нефтепровода, диспетчер действует согласно внутренней инструкции при возникновении аварийных ситуаций на объектах магистральных нефтепроводов.

      111. Средства производственно-технологической связи служат для организации централизованного управления работой нефтепровода, являются технической базой для системы управления технологическими процессами нефтепровода.

      112. Производственно-технологическая связь предусматривается в следующем объеме:

      1) диспетчерская связь диспетчера главного диспетчерского управления с диспетчером территориального центрального диспетчерского пункта;

      2) диспетчерская связь диспетчера центрального диспетчерского пункта с диспетчером нефтепроводного управления магистрального нефтепровода, операторами нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;

      3) диспетчерская связь диспетчера нефтепроводного управления с операторами нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;

      4) селекторная связь для связи совещаний;

      5) видеоконференцсвязь для проведения совещаний;

      6) селекторная связь для совещаний с нефтеперекачивающими станциями, пунктами подогрева нефти, наливными станциями и другими подчиненными им оперативными службами;

      7) селекторная связь для связи диспетчера нефтепроводного управления с операторами нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти наливных станций и другими подчиненными ему оперативными службами;

      8) каналы связи для системы диспетчерского контроля и управления (SCADA) нефтепровода;

      9) каналы связи для автоматизированной системы управления;

      10) междугородная автоматическая оперативно-производственная телефонная связь;

      11) местная автоматическая оперативно-производственная телефонная связь;

      12) междугородная и местная факсимильная связь;

      13) радиосвязь с подвижными объектами, находящимися на трассе нефтепровода;

      14) телефонная связь с пунктом контроля и управления.

  Приложение 1
к Правилам эксплуатации
магистральных нефтепроводов

Категории участков магистральных нефтепроводов

      Сноска. Правила дополнены приложением 1 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Назначение участков нефтепроводов

Категория участков при прокладке нефтепроводов

подземной

наземной

надземной

1. Переходы через водные преграды:




1) судоходные – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 метров каждый (от среднемеженного горизонта воды) при номинальном диаметре нефтепровода




1000 миллиметров и более

I

-

I

менее 1000 миллиметров

II

-

II

2) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 метров и более – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 метров каждый (от среднемеженного горизонта воды) при номинальном диаметре нефтепровода




1000 миллиметров и более

I

-

II

менее 1000 миллиметров

II

-

II

3) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 метров – в русловой части, оросительные и деривационные каналы, горные потоки (реки), поймы рек по горизонту высоких вод десятипроцентной обеспеченности

II

-

II

участки протяженностью 1000 метров от границ горизонта высоких вод десятипроцентной обеспеченности

II

-

II

2. Переходы через болота типа:




I

II*

II*

II*

II

II

II

-

III

I

I

II

* Только для DN 700 миллиметров и более




3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):




железные дороги общего пользования колеи 1520 миллиметров, включая участки длиной 50 метров каждый по обе стороны дороги от подошвы откоса насыпи или от бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений – от крайнего водоотводного сооружения

II

-

II

подъездные железные дороги промышленных предприятий колеи 1520 миллиметров, включая участки длиной 25 метров каждый по обе стороны дороги от подошвы откоса насыпи или от бровки откоса выемки

-

-

II

автомобильные дороги I-IV категорий, включая участки длиной 25 метров каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

-

-

II

участки нефтепроводов в пределах расстояний, указанных в приложении 2 к настоящим Правилам, примыкающие к переходам через все железные дороги и автомобильные дороги I и II категорий

-

II

II

4. Трубопроводы в горной местности при укладке:




на полках

II

II

-

в тоннелях

-

II

II

5. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций

II

-

-

6. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты

II

-

II

7. Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков I категории)

-

-

-

8. Трубопроводы, примыкающие к территориям головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в пункте 5 приложения 2 к настоящим Правилам

II

-

II

9. Межпромысловые коллекторы

-

-

-

10. Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки нефтепроводов длиной 100 метров, примыкающие к ним

II

II

II

11. Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий нефтеперекачивающей станции, включая трубопроводы топливного и пускового газа

II

II

II

12. Нефтепроводы, примыкающие к нефтеперекачивающей станции, нефтеналивному пункту и нефтебазе, длиной 250 метров

II

-

-

13. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами) в пределах 50 метров по обе стороны от пересекаемой коммуникации

II

-

-

14. Пересечения с коммуникациями, указанными в пункте 13 настоящего приложения, и между собой многониточных магистральных нефтепроводов номинальным диаметром свыше DN 700 миллиметров в пределах 100 метров по обе стороны от пересекаемой коммуникации

II

-

-

15. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в пункте 11 приложения 2 к настоящим Правилам, с воздушными линиями электропередачи напряжением 330 киловольт

II

II

-

16. Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

II

II

II

17. Нефтепроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 метров и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 метров при номинальном диаметре труб DN 700 миллиметров и менее; до 500 метров при номинальном диаметре труб до DN 1000 миллиметров включительно, до 1000 метров при номинальном диаметре труб свыше DN 1000 миллиметров

II

II

II

(без предварительного гидравлического испытания на трассе)

18. Нефтепроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения узла замера расхода газа, пункта редуцирования газа, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения компрессорной станции, установки комплексной подготовки газа, установки предварительной подготовки газа, станции подземного хранения газа, дожимной компрессорной станции, в пределах расстояний, указанных в пунктах 7 и 10 настоящего приложения, а от узлов подключения компрессорной станции в трубопровод в пределах 250 метров в обе стороны от них

II

II

II

(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)

      Примечание:

      1. Допускается повышать категории отдельных участков нефтепроводов на одну категорию.

      2. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов принимается категория всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.

      3. Испытания участков нефтепроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 метров, предусматривать в составе смонтированного нефтепровода в один этап.

      4. Участки действующих нефтепроводов, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии, при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в пунктах 13 и 14 настоящего приложения, и при параллельной прокладке в соответствии с пунктом 18 настоящего приложения, не подлежат замене нефтепроводами более высокой категории.

      5. Участки действующих нефтепроводов, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с пунктом 3 настоящего приложения.

      6. Категорию участков нефтепроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, принимаются как для переходов через судоходные водные преграды.

      7. Переходы по пункту 1 настоящего приложения, монтируемые способом наклонно-направленного бурения, принимаются I категории.

      8. Категорийность участков нефтепроводов на переходах через водохранилища, пруды и озера принимается:

      для судоходных – согласно подпункту 1) пункта 1 настоящего приложения;

      для несудоходных – согласно подпунктам 2) и 3) пункта 1 настоящего приложения.

      9. Знак "-" в настоящем приложении означает, что категория не регламентируется.

  Приложение 2
к Правилам эксплуатации
магистральных нефтепроводов

Минимальные расстояния (в метрах) от нефтепроводов до населенных пунктов,
промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений

      Сноска. Правила дополнены приложением 2 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Населенные пункты, промышленные, сельскохозяйственные предприятия, здания и сооружения

Минимальные расстояния (в метрах) от оси нефтепроводов

Класс нефтепровода

IV

III

II

I

Номинальный диаметр нефтепровода, миллиметр

DN 300 и менее

Свыше DN 300 до DN 500

Свыше DN 500 до DN 1000

Свыше DN 1000 до DN 1200

1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; отдельно стоящие здания (объекты) с массовым пребыванием людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и другие); жилые здания; железнодорожные станции; аэропорты; морские, речные порты, пристани и гидроэлектростанции; гидротехнические морские и речные транспортные сооружения I-IV классов; очистные сооружения и водопроводные насосные станции, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 метров (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся, горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 метров кубических; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи нефтепроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи; телевизионные башни

75

100

150

200

2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы

50

50

75

100

3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее, канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги IV и V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод

50

50

50

50

4. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог с пролетом свыше 20 метров (при пролегании нефтепроводов ниже мостов по течению)

75

100

150

200

5. Территории нефтеперекачивающей станции, компрессорных станций, установок комплексной подготовки нефти и газа, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций, установок очистки и осушки газа

50

50

50

50

6. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

50

50

50

50

7. При прокладке подводных нефтепроводов выше по течению:





 от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений

300

300

300

500

от пристаней и речных вокзалов

1000

1000

1000

1500

от водозаборов

3000

3000

3000

3000

8. Автоматизированные электростанции термоэлектрогенераторами; аппаратура связи, телемеханики и автоматики

не менее 50 от крайней нитки

9. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем

75

100

150

200

10. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы, в том числе: опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые, и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 киловольт и более

В соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851)

11. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из нефтепровода

50

50

50

50

12. Кабели междугородной связи и силовые электрокабели

10

10

10

10

13. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи нефтепроводов, термоэлектрогенераторы объектов магистральных нефтепроводов

15

15

15

15

14. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи магистрального нефтепровода в подземных термокамерах

10

10

10

10

15. Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания нефтепроводов

Не менее 10

      Примечание:

      1. Расстояния, указанные в настоящем приложении, принимаются: для городов и других населенных пунктов – от проектной городской черты на расчетный срок 25 лет; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин – от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог – от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны нефтепровода, но не менее 10 метров от границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог – от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов – от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений – от ближайших выступающих их частей.

      2. Под отдельно стоящим зданием или строением понимается здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 метров от ближайших к нему зданий или сооружений.

      3. Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог, не указанных в пунктах 4 и 7 настоящего приложения, принимаются также как от соответствующих дорог.

      4. Указанные в пунктах 1, 4 и 9 настоящего приложения расстояния для нефтепроводов допускается сокращать не более, чем на 30% при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние.

      5. При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов допускается уменьшение указанных в пунктах 1, 2, 4 и 9 настоящего приложения расстояний до 25% при условии, что принятые расстояния составляют не менее 50 метров.

      6. При надземной прокладке нефтепроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси нефтепроводов принимаются как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 метров.

      7. При прокладке нефтепроводов вблизи населенных пунктов, промышленных предприятий и других объектов, указанных в пунктах 1-9 настоящего приложения, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии от них менее 500 метров при номинальном диаметре труб DN 700 миллиметров и менее и 1000 метров – при номинальном диаметре труб свыше DN 700 миллиметров, с низовой стороны от трубопровода предусматривается канава, обеспечивающая отвод разлившегося продукта при аварии. Выпуск из низовой канавы предусматривается в безопасные для населенных пунктов места.

      8. Допускается уменьшать указанные в пункте 7 настоящего приложения минимальные расстояния от подводных нефтепроводов до 50% при условии укладки этих нефтепроводов в стальных футлярах.

  Приложение 3
к Правилам эксплуатации
магистральных нефтепроводов

Минимальные расстояния (в метрах) от нефтеперекачивающих станций до населенных
пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений

      Сноска. Правила дополнены приложением 3 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Населенные пункты, промышленные, сельскохозяйственные предприятия, здания и сооружения

Минимальные расстояния от нефтеперекачивающей станции, в метрах

Категория нефтеперекачивающей станции

III

II

I

1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, в том числе: тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; установки комплексной подготовки нефти и газа и их групповые и сборные пункты; отдельно стоящие здания (объекты) с массовым пребыванием людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и другие); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские, речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические морские и речные транспортные сооружения I-IV классов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи нефтепроводов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной связи; телевизионные башни

100

150

200

2. Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 метров (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся, и горючих жидкостей и газов; автозаправочные станции объемом хранения свыше 1000 метров кубических; водопроводные сооружения, не относящиеся к магистральному нефтепроводу

100

150

200

3. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий; отдельно стоящие: жилые здания 1-2-этажные; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы

50

75

100

4. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III-V категорий с пролетом свыше 20 метров

100

150

200

5. Железные дороги промышленных предприятий

50

75

100

6. Автомобильные дороги IV и V категорий

20

20

50

(но не менее 100 метров от ближайшего наземного резервуара, резервуарного парка)

7. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения (сараи и другие); устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; очистные сооружения и насосные станции канализации

30

50

75

8. Открытые распределительные устройства 35, 110 и 220 киловольт электроподстанций, питающих нефтеперекачивающую станцию магистральных нефтепроводов и других потребителей

100

100

100

9. Открытые распределительные устройства 35, 100 и 230 киловольт электроподстанций на территории нефтеперекачивающей станции с соблюдением взрыво- и пожаробезопасных разрывов от зданий и сооружений

На территории нефтеперекачивающей станции с соблюдением взрыво- и пожаробезопасных разрывов от зданий и сооружений

10. Лесные массивы

50

50

50

11. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов, относящиеся к объектам магистрального нефтепровода:




тяжелых типа МИ-6, МИ-10

100

100

100

средних типа МИ-4, МИ-8

75

75

75

легких типа МИ-2, КА-26

60

60

75

12. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения

В соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851)

      Примечание:

      1. Пункты 1-3 примечания, указанного в приложении 2 к настоящим Правилам, распространяются и на настоящее приложение.

      2. Категории нефтеперекачивающей станции надлежит принимать:

      I категория – при емкости резервуарного парка свыше 100 000 метров кубических;

      II категория – при емкости резервуарного парка от 20 000 до 100 000 метров кубических включительно;

      III категория – при емкости резервуарного парка до 20 000 метров кубических и нефтеперекачивающей станции без резервуарных парков.

      3. Расстояния принимаются: для зданий и сооружений по пункту 1 настоящего приложения – от мания компрессорного цеха; для нефтеперекачивающей станции, зданий и сооружений по пунктам 1-12 настоящего приложения – от ограды станций.

      4. Мачты (башни) радиорелейной линии связи нефтепроводов допускается располагать на территории нефтеперекачивающей станции, при этом расстояние от места установки мачт до технологического оборудования не менее высоты мачты.

      5. Нефтеперекачивающая станция располагается ниже отметок населенных пунктов и других объектов. При разработке соответствующих мероприятий, предотвращающих разлив нефти или нефтепродуктов при аварии, допускается располагать указанные станции на одинаковых отметках или выше населенных пунктов и промышленных предприятий.

  Приложение 4
к Правилам эксплуатации
магистральных нефтепроводов

Минимальные расстояния между двумя одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками нефтепроводов (при подземной прокладке)

      Сноска. Правила дополнены приложением 4 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Номинальный диаметр нефтепровода

Минимальное расстояние между осями смежных нефтепроводов, метр

До 400 миллиметров включительно

5

От 400 миллиметров до 700 миллиметров включительно

5

От 700 миллиметров до 1000 миллиметров включительно

6

От 1000 миллиметров до 1200 миллиметров включительно

6

      Примечание:

      1. Расстояние между осями смежных нефтепроводов разных диаметров принимается равным расстоянию, установленному для нефтепровода большего диаметра.

      2. Расстояние между двумя нефтепроводами или нефтепроводом и нефтепродуктопроводом, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее указанного в настоящем приложении, но не менее 1 метра между стенками нефтепроводов.

  Приложение 5
к Правилам эксплуатации
магистральных нефтепроводов

Минимальные расстояния между параллельно строящимися и действующими в одном техническом коридоре нефтепроводами (при подземной прокладке)

      Сноска. Правила дополнены приложением 5 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 02.04.2021 № 115 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Номинальный диаметр проектируемого нефтепровода

Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего подземных нефтепроводов (в метрах) на землях

несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства; лесного фонда

сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя)

До 400 миллиметров включительно

11

20

От 400 миллиметров до 700 миллиметров включительно

14

23

От 700 миллиметров до 1000 миллиметров включительно

15

28

От 1000 миллиметров до 1200 миллиметров включительно

16

30

Для нефтепроводов диаметром 1200 миллиметров

18

32

      Примечание:

      1. Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия, указанные в настоящем приложении, расстояния допускается уменьшать.

      2. Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов предусматривается как для газопроводов.

      3. При параллельной прокладке нефтепроводов разных диаметров расстояние между ними принимается как для нефтепровода большого диаметра.

Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 29 қазандағы № 84 бұйрығы. Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде 2015 жылы 20 қаңтарда № 10107 тіркелді.

      "Магистральдық құбыр туралы" Қазақстан Республикасының 2012 жылғы 22 маусымдағы Заңының 6-бабы 4) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

      1. Қоса беріліп отырған Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидалары бекітілсін.

      2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Мұнай өнеркәсібін дамыту департаменті (Қ.С. Құлмырзин):

      1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

      2) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде бұқаралық ақпарат құралдарында және "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде ресми жариялауға жолдауы;

      3) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ресми интернет-ресурсында жариялануын қамтамасыз етсін.

      3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының Энергетика вице-министріне жүктелсін.

      4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланғаннан күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Министр

В. Школьник

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасының

      Ұлттық экономика министрі

      _______________ Е. Досаев

      2014 жылғы 18 желтоқсан

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасының

      Инвестициялар және даму министрі

      _______________ Ә. Исекешев

      2014 жылғы 4 желтоқсан


  Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
2014 жылғы 29 қазандағы
№ 84 бұйрығымен
бекітілген

Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидалары
1-тарау. Жалпы ережелер

      Ескерту. 1-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      1. Осы Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидалары "Магистральдық құбыр туралы" 2012 жылғы 22 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңы 6-бабының 4) тармақшасына сәйкес әзірленді және магистральдық мұнай құбырларын пайдалану тәртібін айқындайды.

      Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      2. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

      1) авария – ғимараттардың, құрылыстардың және (немесе) қауіпті өндірістік объектіде қолданылатын техникалық құрылғылардың бұзылуы, бақыланбайтын жарылыс және (немесе) қауіпті заттардың шығарындылары;

      2) автоматтандырылған жүйе – персоналдан және оның қызметін автоматтандыру құралдары кешенінен тұратын, белгіленген бақылау және басқару функцияларын орындаудың ақпараттық технологиясын іске асыратын жүйе;

      3) ағымдағы жөндеу (жабдық) – ауыстыруға және (немесе) жеке бөліктерді қалпына келтіруге арналған жабдық пен құрылыстардың жұмысқа қабілеттілігін қамтамасыз ету немесе қалпына келтіру үшін орындалатын жөндеу жұмыстары;

      4) ақаулық – жабдықтың, объектінің, құрылыстардың жұмысқа қабілетті күйінің қысқа мерзімде бұзылуын қорытындылайтын технологиялық режимнің өзгерісіне әкеп соқпаған оқиға;

      5) бөлімше – мұнай құбыры басқармасы; орталық өндірістік қызмет көрсету базасы; бас мұнай айдау станциясы; мұнай айдау станциясы; авариялық қалпына келтіру тірек пункті; авариялық қалпына келтіру пункті; реттеу зертханасы мен мұнайды тасымалдау және магистральдық мұнай құбырларды қауіпсіз пайдалану үшін қажет басқа қызметтер;

      6) диспетчерлік байланыс (арна) – мұнай тасымалдауды ұйымдастырушы жедел-техникалық персоналға ұсынылатын таңдаулы және топтық қатты дауысты байланыс;

      7) жедел (үздіксіз) диагностикалау – техникалық жай-күйді бақылау бақыланатын параметрлер туралы ақпараттың тұрақты түсуі кезінде үнемі болады;

      8) жедел-диспетчерлік басқару – мұнайды тасымалдау үшін магистральдық құбырды пайдаланудың технологиялық режимдерін орталықтандырылған басқару;

      9) жоспардан тыс диагностикалау – тұрақты бақыланатын параметрлердің мәндері кенет өзгерген жағдайда, сондай-ақ, егер жедел бақылау нәтижелері бойынша ақаудың ықтимал дамуы туралы шешім шығарылған жағдайда жүргізілетін мұнай айдау станциялары жабдығының техникалық жай-күйін бақылау;

      10) жоспарлы (мерзімді) диагностикалау – жабдықтың техникалық жай-күйін бағалауға, оның жұмыс қабілетін болжауға мүмкіндік беретін параметрлер бойынша мұнай айдау станциялары жабдығының іс жүзіндегі техникалық жай-күйін бақылау;

      11) жөндеу – магистральдық мұнай құбырдың желілік бөлігінің және (немесе) оның объектілерінің толық немесе ішінара пайдалану ресурсының жарамдылығын немесе жұмысқа қабілеттілігін қалпына келтіру жөніндегі іс- шаралар (операциялар) кешені;

      12) жөндеу (жабдықты) – магистральдық мұнай құбыры жабдығы мен құрылыстарының іске жарамдылығын, жұмысқа қабілеттілігін, ресурсын қалпына келтіру бойынша операциялар кешені;

      13) күрделі жөндеу (жабдықты) – жабдық пен құрылыстар ресурсының базалықты қоса алғанда, оның кез келген бөлігін ауыстыра немесе қалпына келтіре отырып, іске жарамдылығын қалпына келтіру үшін немесе толық не толыққа жақын қалпына келтіру үшін орындалатын жөндеу жұмыстары;

      14) құбырішілік диагностика – бұзылмайтын бақылаудың әр түрлі түрлері іске асырылған құбыр ішінің инспекциялық құралдарын (снарядтарын) қолдана отырып құбырлар ақаулары туралы ақпарат алуды қамтамасыз ететін жұмыстар кешені;

      15) құбырішілік диагностикалық снаряд (дефектоскоп) – мұнай құбырының қабырғалары мен пісіру жіктерінің ақаулары туралы деректерді бақылау және тіркеу құралдарымен жарақталған, құбыр ішімен айдалатын мұнай ағынымен жылжып отыратын құрылғы;

      16) магистральдық құбырдың меншік иесі – Қазақстан Республикасы, Қазақстан Республикасының әкімшілік-аумақтық бірлігі немесе магистральдық құбырға меншік құқығында иелік ететін заңды тұлға;

      17) магистральдық мұнай құбыры – мұнайды қауіпсіз тасымалдауды қамтамасыз ететін желілік бөліктен және объектілерден тұратын, техникалық регламенттер мен ұлттық стандарттар талаптарына сәйкес келетін бірыңғай өндірістік-технологиялық кешені;

      18) магистральдық мұнай құбырының желілік бөлігі – мұнайды тікелей тасымалдауды жүзеге асырылатын жерасты, суасты, жербеті, жерүсті мұнай құбырлары;

      19) магистральдық мұнай құбырын жою – магистральдық мұнай құбырын бөлшектеу және (немесе) қайта бейіндеу және қоршаған ортаны адамның өмірі мен денсаулығы үшін қауіпсіз және одан әрі пайдалану үшін жарамды күйге келтіру жөніндегі іс-шаралар кешені;

      20) магистральдық мұнай құбырды консервациялау – магистральдық мұнай құбырды пайдаланудан шығару кезінде оның жарамды техникалық күйде сақталуын қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар кешені;

      21) магистральдық мұнай құбырының мұнай айдау станциясы – мұнайды магистральдық мұнай құбыры арқылы қабылдауға және айдауға арналған құрылыстар мен құрылғылар кешені;

      22) магистральдық мұнай құбырын жылыту пункті – магистральдық мұнай құбыр арқылы айдалатын мұнайды жылытуды қамтамасыз ететін құрылыстар мен жабдықтар кешені;

      23) магистральдық мұнай құбырының объектісі – оның қауіпсіз және сенімді пайдалануын қамтамасыз ететін мұнай құбырларды, ғимараттарды, негізгі және қосалқы жабдықты, қондырғылар мен басқа да құрылғыларын қамтитын технологиялық кешені (магистральдық мұнай құбырының бөлігі);

      24) магистральдық мұнай құбырлардағы оқыс оқиға – қауіпті өндірістік объектілерінде қолданылатын техникалық құрылғылардың бұзылуы немесе тоқтатылуы, сондай-ақ технологиялық процес режимінен ауытқу;

      25) магистральдық мұнай құбырын пайдалану – магистральдық мұнай құбырлары объектілерінің үзіліссіз, тиісті және тиімді жұмыс істеуі үшін қажетті, оның ішінде техникалық қызмет көрсетуді, жөндеуді, техникалық диагностикалауды қызмет және жедел-диспетчерлік басқаруды қоса алғандағы қызмет;

      26) магистральдық мұнай құбырларының сенімділігі – магистральдық мұнай құбырларының берілген режимдерге және пайдалану, техникалық қызмет көрсету, жөндеу, сақтау мен тасымалдау шарттарына сәйкес келетін берілген шектерде белгіленген пайдалану көрсеткіштерінің уақыт мәнісін сақтай отырып берілген функцияларды орындау қасиеті;

      27) номиналды диаметр (DN) – құбырдың миллиметрде көрсетілген ішкі диаметріне және белгіленген тәртіппен қабылданған сандар қатарының ең жақын мәніне сәйкес келетін шамамен тең;

      28) оператор – мұнайды магистральдық мұнай құбырмен тасымалдауды және (немесе) оны пайдалануды жүзеге асыратын магистральдық мұнай құбырдың меншік иесі немесе магистральдық мұнай құбырға өзге де заңды негізде иелік ететін заңды тұлға не олар уәкілеттік берген, операторлық қызметтер көрсететін ұйым;

      29) өндірістік-технологиялық байланыс – магистральдық мұнай құбырларын пайдалану кезінде өндіріс ішілік қызметті және технологиялық процестерді басқаруға арналған, ведомстволық байланыс желісі бойынша ұсынылатын байланыс;

      30) резервуар паркі – мұнайды қабылдау, сақтау және айдаудың технологиялық операцияларын орындауға арналған өзара байланысқан резервуарлар кешені;

      31) техникалық диагностика – объектінің техникалық жай-күйін анықтаудың теориясын, әдістері мен құралдарын қамтитын білім саласы;

      32) техникалық диагностикалау – магистральдық мұнай құбырдың техникалық жай-күйін айқындауға арналған жұмыстар мен ұйымдастыру- техникалық іс-шаралар кешені;

      33) техникалық жай-күйі – жабдық пен құрылыстың сыртқы ортаның белгілі жағдайында белгілі уақытта объектінің техникалық құжаттамасында белгіленген параметрлер мәнісімен сипатталатын жай-күйі;

      34) техникалық жай-күйін бақылау – жабдық пен құрылыс параметрлері мәнісінің техникалық құжаттама талаптарына сәйкестігін тексеру және осы негізде уақыттың осы сәтінде берілген техникалық жай-күйінің түрлерінің бірін (техникалық жай-күй түрлері: іске жарамды, жарамсыз, жұмысқа қабілеті бар, жұмысқа қабілетсіз) анықтау;

      35) техникалық жай-күйі бойынша жөндеу (жабдықтарды) – техникалық жай-күйі мерзімді түрде және нормативтік құжаттамада белгіленген көлемде бақыланатын, ал жұмыстардың көлемі мен жөндеуді бастау жабдық пен құрылыстардың техникалық жай-күйімен анықталатын жөндеу;

      36) техникалық қызмет көрсету – магистральдық мұнай құбырының техникалық жай-күйін бақылау, тазалау, майлау, реттеу және магистральдық мұнай құбыры объектілерінің жұмысқа қабілеттілігі мен жарамдылығын қолдау бойынша басқа операциялар;

      37) технологиялық процесті бақылау – технологиялық процесс сипаттамаларының, режимдері мен басқа да көрсеткіштерінің белгіленген талаптарға (нормативтерге) сәйкестігін тексеру.

      Ескерту. 2-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

2-тарау. Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану тәртібі

      Ескерту. 2-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1-параграф. Магистральдық мұнай құбырларына техникалық қызмет
көрсету, жөндеу және диагностикалау

      3. Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану бойынша жұмысты ұйымдастыруды оның операторы жүзеге асырады.

      4. "Қазақстан Республикасындағы сәулет, қала құрылысы және құрылыс қызметі туралы" 2001 жылғы 16 шілдедегі Қазақстан Республикасының Заңына (бұдан әрі - Заң) сәйкес жобалау құжаттамасында көзделген барлық құрылыстармен және өзге де объектілермен кешенде қабылдағанға дейін магистральдық мұнай құбырларын пайдалануға жол берілмейді.

      Ескерту. 4-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      5. Мұнай тасымалдауды және магистральдық мұнай құбырларын қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ету үшін мұнай құбыры басқармасы, желілік өндірістік-диспетчерлік станциялар, мұнай айдау станциялары, авариялық қалпына келтіру тірек пунктері, талдамалық зертханалар және басқа да қызметтер құрылады, олардың міндеттеріне мыналар жатады:

      1) мұнай тасымалдау бойынша қызметтерді ұсыну жөніндегі шарттардың негізінде магистральдық мұнай құбырлары бойынша мұнайды қабылдау және оны тасымалдау;

      2) магистральдық құбырға қабылданған және соңғы тасымалдау пунктіне тапсырылатын мұнай партиясының санын есепке алу және сапасын тексеру;

      3) мерзімді диагностикалық зерттеулер жүргізу және магистральдық мұнай құбырларының құрылыстары мен технологиялық жабдығына техникалық қызмет көрсету және жөндеу жүйесін ұйымдастыру арқылы магистральдық мұнай құбырлары мен оның объектілерінің сенімді және қауіпсіз пайдалануын қамтамасыз ету;

      4) авариялық жағдайлардың алдын алу, болуы мүмкін авариялар мен оның салдарын жою;

      5) магистральдық мұнай құбырларын немесе оның объектілерін тізімнен шығару кезінде жою.

      6. Магистральдық мұнай құбырларының немесе оның объектілеріне техникалық қызмет көрсетуді және жөндеуді ұйымдастыру жүйесі орталықтандырылған, объекті бойынша, аралас болуы мүмкін.

      7. Магистральдық мұнай құбырларының құрылысына арналған жобалық және атқару құжаттары, сынақ актілері, техникалық қызмет көрсетуге арналған жұмыс құжаттамасы, сондай-ақ авариялар мен оқиғаларды тексеру материалдары магистральдық мұнай құбырларының меншік иелерінде оны жалпы пайдалану мерзімі барысында сақталуға тиіс.

      8. Магистральдық мұнай құбырларын немесе оның объектілерін пайдалануға жататын нормативтік-техникалық және нормативтік құжаттама тікелей өндірістік бөлімшелерде сақталуы қажет.

      9. Мұнай айдау станциялары магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігіне, құю пункттеріне, мұнайды жылыту пункттеріне, объекті ішіндегі құрылыстарға жүргізілетін магистральдық мұнай құбырларының пайдаланылатын объектілері мен құрылыстарына техникалық паспорттар толтырылады.

      Магистральдық мұнай құбырлары объектілерінде әзірленеді және мынадай жұмыс орындарында болады:

      1) пайдаланушылық және техникалық құжаттама;

      2) магистральдық мұнай құбырлары объектілерінің құрылыс жобасы;

      3) технологиялық регламент;

      4) аварияны жою жоспарлар, қауіпті факторларды ескеретін және персоналдың әрекетін реттейтін, авариялық жағдайларды жою үшін пайдаланатын құралдар мен әдістер, болжамды зардаптардың салдарын барынша азайту үшін апаттарды алдын-алу (оперативті бөлімнің үзінділері).

      Ескерту. 9-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      10. Магистральдық мұнай құбырларын үздіксіз және қауіпсіз пайдалану мақсатында оператор, сондай-ақ магистральдық мұнай құбырлары объектілерінде жұмысын жүзеге асырушы жеке және заңды тұлғалар мұнай құбырларында қысымды және температураны өлшейтін құралдарын:

      1) әр желілік ысырманың екі жағынан;

      2) су кедергісінен өтетін аралықтың әрбір желісінің екі жағынан жағадағы ысырмаға дейін және одан кейін;

      3) мұнай айдау станциялары араларындағы соңғы айдау пунктіндегі қабылдайтын құбыр ысырмасы жанында;

      4) іске қосу және қабылдау, сондай-ақ тазалау және диагностика жасау құралдарын өткізу тораптарының екі жағына;

      5) мұнай құбырын мұнайды жылыту орнына, мұнайды жылыту станциясына тораптарды қосқанға дейін және одан кейін;

      6) мұнай құбырының бойлық бейінінің ерекше сипатты нүктелерінде орнатады.

      Мұнай құбыры мен тазалау жабдығының іске қосу және қабылдау тораптары тазалау және диагностика құралдарынан өту сигнализаторларымен жабдықталады.

      11. Мұнай құбырында желілік бекіту арматурасын орналастыру мұнай құбырын салу (қалпына келтіру, кеңейту, техникалық қайта жарақтау, жетілдіру, күрделі жөндеу) жобасында белгіленеді және ол авария мен істен шығу жағдайында шығындардың барынша аз болуы үшін трассаның бейінін ескеру керек.

      12. Бекіту арматурасына, тазалау және диагностика жасау құралдарын іске қосу және қабылдау тораптарына қызмет көрсетуші персоналдың еркін кіруі қамтамасыз етіледі және олар зақымданудан және бөгде адамдардың басқаруынан қорғалады.

      13. Мұнай құбырына орнатылатын бекіту арматурасы іске жарамды күйде ұсталады, технологиялық схемаларға сәйкес толықтырылады және нөмірленеді, бекіту қалыптарын көрсететін белгілері, ашық және жабық бағыттарын білдіретін жазбалары мен сілтегіштер болады.

      14. Желілік бекіту арматурасын орналастыру алаңдары жоспарланады, жер беті және жер асты суларынан қорғалады, қоршалады. Алаңдарға көлік құралдары үшін кірме жолы қарастырылады.

      15. Бекіту арматурасын басқару тораптарына қызмет көрсетуші персоналдың кедергісіз кіруі қамтамасыз етіледі.

      Бекіту арматурасын ашу және жабу бойынша операциялар диспетчердің нұсқауы бойынша жүргізіледі.

      16. Мұнай құбырына аралық мұнай айдау станцияларын қосу орындарында мұнай құбырына тазалау және диагностика жасау құрылғыларын өткізу тораптары немесе тазалау және диагностика жасау құрылғыларын іске қосу және қабылдаудың бөлек және біріктірілген тораптары орнатылады. Мұнай құбырының соңғы учаскесінде, сондай-ақ мұнай айдау станцияларына жалғанған мұнай құбырларының соңғы учаскелеріне тазалау және диагностика жасау құрылғылары орнатылады.

      Тораптардың құрастырмасы мұнай құбырларында қолданылатын отандық және шетелдік тазалау құрылғылары мен құбырішілік диагностикалық снарядтарды пайдалануға мүмкіндік беру жағдайы болған кезде жобаланады.

      17. Торап құрастырмасының тұрақтылығы мен беріктігі "ыстық" мұнайдың температуралық режимі әсерінен төмендегідей қамтамасыз етіледі:

      1) біріктірілген тораптар - торап құрастырмасын рамалық орамагистральдық мұнай құбырларын орау, топырақпен қысу және құбырды торапқа жақын орнатылған "қатты" тірекке "зәкірді" құру есебінен;

      2) жеке тораптар - топырақпен қысу және құбырды торапқа жақын орнатылған "қатты" тірекке зәкірді құру есебінен, тораптың жер бетіндегі бөлігі көлемін азайтумен, құбырлардың формасымен, "ыстық" мұнайдың іске қосу камерасына қысқа мерзімді әсер етуімен.

      18. Мұнайды магистральдық мұнай құбырлары арқылы тасымалдауды қамтамасыз етуге магистральды мұнай құбыры бойынша мұнай тасымалдауды қамтамасыз етуге арналған қондырғылар және жабдықтар кешені болып табылатын бас мұнай айдау станциялары қолданылады.

      19. Бас мұнай айдау станциялары технологиялық құрылыстарының құрамына кіреді: резервуар паркі, тірек сорғы станциясы, мұнайды есепке алу торабы, магистральдық сорғы станциясы, қысымды реттеу торабы немесе тірек және магистральдық сорғы агрегаттарындағы жиілікті-реттемелі электржетегі, лай ұстағыш сүзгілер, сақтандырғыш құрылғылары бар тораптар, технологиялық құбырлар, сумен жабдықтау, жылумен жабдықтау, кәріз, өрт сөндіру, электрмен жабдықтау, автоматика, телемеханикалық автоматтандыру, байланыс жүйелері, электрхимиялық қорғау жүйесі, мұнайды жылыту пештері, есепке алу тораптары, өндірістік-тұрмыстық ғимараттар мен құрылыстар. Резервуар паркін ескермегенде, аралық мұнай айдау станциясының технологиялық құрылыстарының құрамына: магистральдық сорғы станциясы, лай ұстағыш сүзгілер, қысымды реттеу торабы, қысым толқынын тегістеу жүйесі, сондай-ақ технологиялық мұнай құбырлар кіреді.

      20. Резервуар паркі бар мұнай айдау станцияларына тікелей әсерлі сақтандырғыш клапандары бар тораптар мен резервуар паркі технологиялық мұнай құбырларын, сондай-ақ тірек және магистральдық сорғылары арасында орнатылған технологиялық мұнай құбырлары мен жабдықты шамадан тыс қысымнан қорғауға арналған автоматты ашылатын ысырма орнатылуы ескеріледі.

      Ескерту. 20-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 03.07.2015 № 469 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      21. Сақтандыру құрылғыларынан мұнайды резервуар паркіне кері айдау жеке мұнай құбыр бойынша жүзеге асырылады.

      22. Мұнай айдау станцияларының жабдығы мен жүйелерінің сенімділігі, қауіпсіздігі және пайдалану тиімділігі олардың тұрақты режимімен, жабдықтары мен коммуникацияларын жарамды жай-күйіне ұстап тұруды, жабдықтың техникалық жай-күйін үнемі (немесе мерзімді) бақылаумен, моральдық және физикалық тұрғыдан тозған жабдықты жаңғырту немесе ауыстырумен, істен шығудың алдын алумен қамтамасыз етеді.

      23. Мұнай айдау станцияларының жабдығын жедел (кезекші) және пайдалану-жөндеу персоналы дайындаушылардың ұсынымдары негізінде әзірленген технологиялық регламенттердің, нұсқаулықтардың, пайдалану жөніндегі нұсқаулықтардың талаптарына сәйкес жүзеге асырады.

      24. Құбырлардың парафинділеуінен, сондай-ақ мұнай құбырлары бойынша мұнайды айдап құюына байланысты энергияның жоғалуынан сақтау мақсатында мұнай жылыту пункттері пайдаланылады.

      Мұнайды жылыту пункттері мұнай айдау станцияларының құрамында немесе дербес магистральдық мұнай құбырларының объектілері болуы мүмкін. Мұнай жылыту пункттері мұнайдың реалогиялық қасиеттерін өзгерту мақсатында магистральдық құбырмен айдалатын мұнайды (мұнай қоспасын) жылытуға арналған.

      25. Мұнай жылыту пункттері объектілерінің құрамы және құрылыстар мен жабдықтың техникалық сипаттамалары жобамен белгіленеді.

      26. Мұнайды жылыту температурасы мен мұнай жылыту пункттерінің резервуарларындағы қажетті мұнай қоры қоршаған ортаның ең төменгі температурасында келесі мұнай жылыту пункттеріне дейін аққыштығын сақтай отырып айдалатын мұнайдың шығынын өтеуді, сондай-ақ мұнай құбырын жоспарлы тоқтатқаннан кейін іске қосу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.

      27. Қатқыш мұнайды тасымалдау кезінде магистральдық мұнай құбырларының үзіліссіз, тиісті және тиімді жұмыс істеуі мақсатында шектелген учаскелердегі берілген қысым ресурсында (деңгей айырмасында) мұнай құбырының өткізу қабілетін арттыруға бағытталған турбуленттілікке қарсы қоспалар қолданылады.

      28. Мұнайдың қату температурасын төмендету және оның реологиялық қасиеттерін жақсарту үшін депрессорлық қоспалар қолданылады.

      Қату температурасының, парафин шөгінділерінің, тұғырлығының және жылжудың шекті кернеуінің төмендеуі депрессорлық қоспа тиімділігін бағалау өлшемдері болып табылады.

      29. Енгізілетін қоспа саны зертханалық жағдайларда орындалған реологиялық зерттеулердің негізінде, сондай-ақ өнеркәсіптік жағдайдағы сынамалау нәтижелері бойынша анықталып, мұнай айдау станциялары технологиялық картасында көрсетіледі.

      30. Мұнайға қоспаны енгізу мөлшерлеу сорғылармен жүзеге асырылады.

      Мөлшерлеу құрылғы мен қоспаларды сақтауға арналған сыйымдылықтың орналасу аумағы қоршалады және ескерту белгілерімен жабдықталады.

      31. Депрессорлық қоспалар құрамына кіретін парафиндердің еру температурасынан 5-100С жоғары тез қататын мұнайға араластырылады.

      32. Мұнай айдау режимі қоспа мен мұнайдың біркелкі араласуымен қамтамасыз етіледі.

      33. Мұнайдағы қоспаның шоғырлануын бақылау мұнай құбырынан алынған сынама бойынша жүзеге асырылады.

      34. Өнімдерді араластыру, жылыту және белгілі бір сапаға жеткізу бойынша технологиялық операциялар үшін магистральдық мұнай құбырларын бірқалыпты тиеу, мұнайды ең жоғарғы және маусымдық ауытқымалы тұтынуын өтеу, авариялық және стратегиялық қорды жинақтау мақсатында резервуар парктері пайдаланылады.

      35. Резервуар паркінің технологиялық жабдықтары өзінің құрамына мыналарды қосады:

      1) сақтандыратын, тыныстық қақпақшалармен (стационарлық қақпақпен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары), желдету келтеқұбырлармен (стационарлық қақпақпен және понтонмен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары, жылжымалы қақпақпен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары), оттан сақтандырғыштармен, қабылдау-үлестіру келтеқұбырларымен және олардың қалпына келтіруші жүйелерімен, сақпандармен, сынама іріктегіштермен, жүзбелі қақпақты су ағызғыштармен (жылжымалы қақпақпен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары), сифонды шүмектермен, шөгіндіні шаю жүйесімен, люктермен, деңгей өлшегіштермен, бақылау, сигнал беру, қорғау аспаптарымен жабдықталған резервуарлар;

      2) резервуар паркінің объектілерінде тұтануды анықтауға арналған құрылғы мен өрт сөндіру жабдығы;

      3) резервуарларды орайтын мұнай құбырлары;

      4) мұнайдың резервуарға ағуын және резервуардан ағуын тоқтататын ысырмалар;

      5) осы резервуар паркінде орнатылған және технологиялық процестерді іске асыру үшін пайдаланылатын, энергиямен жабдықтау құрылғылары, қосалқы және басқа құрылғылар.

      36. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің объектілеріне техникалық қызмет көрсету желілік бөлігінің объектілерін жұмысқа қабілетті және жарамды жай-күйде ұстау жөніндегі кешенді профилактикалық жұмыстарды орындауға негізделеді:

      1) магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің жабдықтары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсетуді және ағымдағы жөндеуді;

      2) мұнай құбырларының ішкі қуысын тазартуды қамтиды.

      Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің жабдықтары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсету жоспарлы профилактикалық (сақтандыру) іс-шарасы болып табылады және өзіне оның барлық құрамдас бөліктерін тексеруді, жабдықтар мен құрылыстардың жекелеген тораптарын реттеуді, тазартуды және майлауды, сондай-ақ сынау процесінде анықталған ұсақ ақауларды жоюды қосады.

      37. Байқаулардың мерзімділігі жұмыстардың көлеміне, мұнай құбыры трассасының жер бедерінің күрделілігіне, жыл мезгіліне және желілік бөліктің құрылыстары мен жабдықтарының техникалық жай-күйіне байланысты әзірленген жоспарлар негізінде анықталады.

      Жабдықтарын ағымдағы жөндеу желілік бөліктің құрылыстары жөніндегі жұмыстарды үнемі мұнай құбыры басқармаларының тиісті қызметтері әзірлеген жоспар-кестелер бойынша жыл бойы жүргізіледі.

      38. Магистральдық мұнай құбырларының өткізу қабілетін қалпына келтіру және қабырғаларында шөгінділердің жинақталуын болдырмау, сондай-ақ мұнай құбырының учаскесін құбырішілік тексеруге дайындау мақсатында магистральдық мұнай кұбырларының қуысын тазарту тазартушы құрылғыларды өткізу арқылы жүргізіледі.

      39. Мұнайды қотару, құбырішілік инспекциялар жүргізу жоспарларын және оның қасиеттерін ескере отырып, мұнай құбырларын тазарту жөніндегі жұмыстардың жылдық жоспарлары жасалады және бекітіледі.

      40. Беріктікке және саңылаусыздыққа сынау пайдаланылатын мұнай құбырының немесе оның учаскелерінің жұмыс қабілеттілігін растау құралы болып табылады және мынадай жағдайларда жүргізіледі:

      1) егер олар құбырішілік диагностикаға ұшырамаса;

      2) пайдаланудан 3 жыл және одан артық мерзімге мұнайдан босатылмаған мұнай құбырларын іске қосудың алдында;

      3) пайдаланудан 1 жыл және одан артық мерзімде мұнайдан босатусыз мұнай құбырларын іске қосудың алдында жүргізіледі.

      40-1. Мұнай құбырлары мен олардың учаскелері үш санатқа бөлінеді, олардың пісірінді қосылыстарын бұзбай бақылау көлемі мен сынақ қысымдарының шамалары нормативтік-техникалық құжаттама талаптарымен анықталады. Осы Қағидаларға 1-қосымшада келтірілген учаскелерді қоспағанда, барлық мұнай құбырлары ІІІ санатқа жатады.

      Ескерту. Қағида 40-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      41. Әрбір авариялық қалпына келтіру пунктінде авариялық қалпына келтіру пункттеріне бекітілген мұнай құбырының учаскесіне техникалық қызмет көрсету және оны ағымдағы жөндеу жұмыстары жөніндегі жұмыстарды есепке алу журналы жүргізіледі.

      42. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігін пайдаланатын қызметтер мынадай техникалық құжаттаманы әзірлейді және пайдаланады:

      1) мұнай құбырының желілік бөлігін, желілік қараушылардың үйлері мен басқа да ғимараттарды және (немесе) құрылыстарды орналастыру және пайдалану үшін қажетті жер учаскелеріне құқық белгілейтін және сәйкестендіру құжаттарының көшірмелері;

      2) қызмет көрсету трассасының жоспарлары, бейіндері;

      3) ықтимал аварияларды жою жоспарлары;

      4) жергілікті жердің ахуалдық жоспары бар магистральдық мұнай құбырларының қызмет көрсету учаскесінің схемалары (өзендер мен сайлар арқылы өтетін жолдар, трасса бойындағы жолдар және жер бетіндегі коммуникациялар, автомобиль және темір жолдар, құбырлардың авариялық қоры сақталатын жерлер, электрхимиялық қорғану объектілері мен құралдарының орналасқан жерлері, техникалық дәліздің коммуникациялары, жақын орналасқан елді мекендер);

      5) мұнай құбырына, су асты және әуе өткелдеріне техникалық паспорттар;

      6) негізігі жабдықтың және қысымымен жұмыс істейтін ыдыстардың паспорттары;

      7) өндірушінің арнайы және авариялық техникаға паспорттары мен нұсқаулықтары;

      8) мұнай құбыры трассасының топографиялық түсірілген материалдары;

      9) жоспарлы-сақтандыру жөндеу кестелері;

      10) қызмет көрсететін персоналға арналған лауазымдық нұсқаулықтар және мамандық бойынша нұсқаулықтар;

      11) техникалық дәліз объектілеріне қызмет көрсетуге арналған шарт (немесе нұсқаулық);

      12) магистральдық мұнай құбырларының пайдалану жөніндегі техникалық құжаттама.

      43. Магистральдық мұнай құбырына техникалық қызмет көрсету нәтижелелері бойынша барлық өзгерістер технологиялық схемаға енгізіледі және қызмет көрсететін персоналдың назарына жеткізіледі.

      44. Магистральдық мұнай құбырының технологиялық жабдықтарына, жүйелеріне және құрылғыларына техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстарының мерзімі мен кезеңділігі техникалық жай-күйіне байланысты өндіруші-зауыттың технологиялық жабдықты пайдалану нұсқауының талаптарына сәйкес белгіленеді.

      45. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі мен объектілеріне диагностикалау магистральдық мұнай құбырларының қауіпсіздігін қамтамасыз ету, сенімділігін ұстау, істен шығуының алдын алу, іс жүзіндегі техникалық жай-күйін анықтау, оларды одан әрі жобалық технологиялық режимдерде пайдалану мүмкіндігін анықтау, ақаулар саны мен үлгілерін анықтау, оларды нақты жерлендіру және қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ету мақсатында жөндеудің неғұрлым тиімді әдістерін таңдау, шекті рұқсат етілген жұмыс қысымын есептеу, пайдалану процесінде магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі мен объектілерді пайдалану мерзімін ұзарту ықтималдылығын анықтау үшін жүргізіледі.

      46. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі мен объектілеріне диагностикалау диагностикалық аспабы бар аттестатталған ұйымдары, сондай-ақ "Азаматтық қорғау туралы" 2014 жылғы 11 сәуірдегі Қазақстан Республикасының Заңына (бұдан әрі - Азаматтық қорғау туралы заң) сәйкес өнеркәсіптік қауіпсіздік мәселелері бойынша қауіпті өндірістік объектілер қызметкерлерінің кәсіби дайындығын, қайтадан даярлаудан өткенін растайтын куәлігі бар мамандар жүзеге асырады.

      Ескерту. 46-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      47. Диагностикалау кезінде қолданылатын өлшеу құралдары үшін мынадай іс-шаралар қолданылады:

      1) мемлекеттік метрологиялық бақылау объектілері болып табылатын өлшем құралдары Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз ету мемлекеттік жүйесінің тізіліміне енгізіледі және тексеріледі;

      2) "SI" халықаралық бірліктер жүйесінің өлшем бірліктерінде немесе "SI" жүйесіне кірмейтін, бірақ өлшем бірлігін қамтамасыз ету саласындағы мемлекеттік реттеуді жүзеге асыратын уәкілетті органның шешімімен Қазақстан Республикасының аумағында қолдануға рұқсат берілген өлшем бірліктерінде өлшем құралдары бөлінеді (өлшем ақпараты шкаласының, бейнеленуінің және басқа болуы);

      3) типті бекіту немесе метрологиялық аттестаттау туралы сертификаттармен, салыстырып тексеру таңбасының бедерімен куәландырылған оң нәтижесі бар өлшем құралдарын салыстырып тексеру туралы қолданыстағы сертификаттармен, тексеру әдістемесімен, өндіруші-зауыт көздеген құжат жинағымен, мемлекеттік және орыс тілдеріндегі пайдалану құжаттамасымен толықтырылады.

      Ескерту. 47-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      48. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігін диагностикалау мыналарды қамтиды:

      1) мұнай құбырының құбырішілік диагностикасын;

      2) бұзбайтын бақылау әдістерін қолдана отырып, мұнай құбыр учаскелерінің сыртқы ақаулық тексеруін;

      3) оқшаулаушы жабындардың жай-күйін және электрхимиялық қорғау жүйесі құралдарының жұмыс тиімділігін бағалауды.

      49. Диагностикалау мерзімділік нормаларын есепке ала отырып, жоспарлы негізде жүргізіледі.

      Диагностикалау нәтижелерінің негізінде мұнай құбырларының бұзылуының алдын алу жөніндегі бірінші кезектегі іс-шаралар, сондай-ақ магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігін жөндеу жұмыстарының мерзімдері мен көлемдері жоспарланады.

      50. Мұнай айдау станциясы жабдығының сенімділігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз ету мақсатында диагностика жасау кезінде мынадай міндеттер қойылады:

      1) жабдықтың техникалық жай-күйін анықтау, оның ішінде ақауларды (істен шығуларды) табу мен жіктеу, олардың дамуын болжау;

      2) қалдық ресурсты анықтау және жабдықты пайдалану мерзімін ұзарту;

      3) жөндеу мерзімдері мен көлемдерін, жабдықты ауыстыру немесе жаңғырту қажеттілігін анықтау.

      51. Диагностикалауға жататын жабдықтар номенклатурасын тиісті бөлімше анықтайды.

      Жаңа және жаңғыртылған мұнай айдау станцияларын жобалау кезінде негізгі және көмекші жабдықтарды диагностикалық бақылауының автоматтандырылған жүйелері көзделеді.

      52. Жабдықтың іс жүзіндегі техникалық жай-күйін анықтау оның рұқсат етілген параметрлерінің ағымдағы мәндеріне және негізгі мәндерге сәйкестігін тексеру және салыстыру негізінде жүргізіледі.

      Жабдықтың техникалық жай-күйін бағалауға қажетті параметрлердің рұқсат етілген мәндері, сондай-ақ сенімділіктің іс жүзіндегі көрсеткіштері, іске қосулар мен бұрын орындалған диагностикалық және жөндеу жұмыстары нәтижелерінің санын есепке ала отырып, белгіленген жоспарлы бақылау жүргізу мерзімділігі техникалық құжаттамаларға сәйкес анықталады.

      Бақыланатын параметрлердің негізгі мәндері диагностика бойынша жұмысты бастауға дейін, сондай-ақ жаңа немесе жөнделген жабдықты пайдалануға енгізуден, сондай-ақ бақыланатын параметрлерді өзгерткен торапты немесе бөлшекті ауыстырғаннан кейін анықталады.

      53. Мұнай айдау станцияларының жабдығына диагностикалау шеңберінде техникалық жай-күйге жедел, жоспарлы және жоспардан тыс диагностика жүргізіледі.

      Жедел диагностикалау көлеміне нормативтік құжаттамаға сәйкес кестеге сай жүргізілетін мұнай айдау станцияларының объектілерін техникалық тексеру кіреді.

      54. Жабдықтың техникалық жай-күйін диагностикалау мен оның өзгеру себептерін талдау жүргізуге қажетті ақпарат көзі мынадай: пайдалану параметрлері, істен шығулар мен іске қосулар; жоспарлар мен диагностикалау және жөндеу жүргізу нәтижелері дерекқоры болып табылады.

      55. Техникалық диагностикалау нәтижелері бойынша жабдықтың техникалық жай-күйі туралы еркін нысанда қорытынды беріледі.

      56. Техникалық жай-күйді бағалау кезінде пайдаланылған параметрлер, сондай-ақ ресурсты диагностикалау мен болжау нәтижелері біртектес жабдықты пайдалану уақыты ішінде магистральдық мұнай құбырларының автоматтандырылған бақылау және басқару жүйесінің дерекқорында сақталады.

      57. Сорғы агрегаттарының жұмыс қабілетін бақылау параметрлік және діріл-акустикалық өлшемдер бойынша диагностикалау кезінде жүзеге асырылады.

      58. Магистральдық және тірек асты сорғы агрегаттарын параметрлік диагностикалау мынадай бақыланатын параметрлер бойынша олардың техникалық жай-күйін міндетті бағалауды: арын бойынша; тұтыну қуаты және сорғының пайдалы әрекет коэффициенті бойынша; қысым бойынша; майдың, статор өзегінің, ротор байлауының және статордың, мойынтіректердің, салқындатқыш ортаның температурасы бойынша қамтамасыз етуі тиіс.

      59. Параметрлік диагностикалау негізінде осы параметрлердің нашарлауын туғызатын себептер, сорғының арындық және энергетикалық сипаттамасын жақсарту және қалпына келтіру жөніндегі іс-шараларды әзірлеу мен іске асыру анықталады, атқарымға қарай олардың өзгеру үрдісі анықталады.

      60. Дірілді диагностикалық бақылау мен сорғы агрегатының жалпы техникалық жай-күйін бағалау мынадай өлшемдер бойынша жүргізіледі:

      1) дірілдің рұқсат етілген деңгейі бойынша;

      2) негізгі сипаттамаға қатысты дірілдің өзгеру жылдамдығы бойынша;

      3) спектралдық сипаттамалар бойынша.

      61. Діріл параметрлерлері бойынша сорғы агрегатының жұмыс істеу қабілетін бағалау жедел, жоспарлы және жоспардан тыс дірілді бақылау нәтижелері бойынша орындалады.

      62. Жедел бақылау кезінде діріл шамасы туралы ақпаратты қолмен, автоматтандырылған немесе аралас тіркеу мүмкіндігімен қазіргі уақыт сәтіндегі және динамикадағы сорғы агрегатының діріл деңгейін тұрақты бақылау орындалады.

      63. Жоспарлы дірілді диагностикалық бақылау кезінде сорғы агрегатының іс жүзіндегі техникалық жай-күйі бағаланады, жөндеуге дейінгі немесе келесі дірілді диагностикалық бақылауға дейінгі уақытты анықтай отырып, оның жұмыс қабілеті болжанады, жөндеу көлемі мен түрі, жөндеу сапасы нақтыланады.

      64. Қосалқы сорғыларды жоспардан тыс дірілді диагностикалық бақылау кезінде тексеру уақытында анықталған бөгде шулар пайда болған жағдайда жүргізіледі.

      65. Сорғы агрегаттарының біліктері нормативтік құжаттамаға сәйкес атқарымдарды және іске қосулар санын есепке ала отырып, кіріс және жоспарлы ақаулық бақылауға жатады.

      66. Бекітпе арматурасының техникалық жай-күйін бағалауға қолданылатын әдістер мен құралдар мыналарды қамтамасыз етеді:

      1) сыртқы және ішкі герметикалықты бақылау;

      2) корпус материалында, дәнекерлеу жіктерінде, шток нығыздағышындағы ақауларды анықтау;

      3) редуктордың, электр жетектің, іске қосу және тоқтату аппаратурасының, ұштық және сәттік ажыратқыштардың жұмыс қабілетін бақылау.

      67. Технологиялық мұнай құбырларының іс жүзіндегі техникалық жай- күйін анықтау үшін тексеру, сынақ (жоспарлы бақылау шеңберінде) жүргізіледі.

      68. Пайдаланудың белгіленген мерзімін (белгіленген ресурс) өтеген мұнай айдау станциялары жабдығы оны одан әрі пайдалану немесе есептен шығару мүмкіндігі мен талаптарын анықтау мақсатында техникалық куәландыруға жатады.

      69. Мұнай айдау станцияларының жабдығына техникалық қызмет көрсету мен жөндеу көлемі және мерзімділігі қосымша пайдалану мерзімі ішінде техникалық куәландыру нәтижелері бойынша белгіленеді.

      70. Резервуарларды диагностикалау өндіруші-зауыттың техникалық құжаттамаларына сәйкес жүргізіледі.

      71. Ішінара диагностикалау резервуарларды пайдаланудан шығармай жүргізіледі, толық - резервуарларды пайдаланудан шығарудан, оларды босатудан, тазартудан және газсыздандырудан кейін жүргізіледі.

      72. Резервуарларды диагностикалау негізінде резервуар паркінің сенімді пайдалануды қамтамасыз ету мүмкіндігін есепке ала отырып резервуарларды жөндеу (оның ішінде күрделі жөндеу) кестесі жасалады.

      73. Резервуардың жекелеген элементтерін немесе резервуардың барлығын жарамсыз ету толық диагностикалау нәтижелерін, пайдалану кезінде оның сенімділігін төмендететін барлық факторды есепке ала отырып, пайдалану талаптарын қарау негізінде жүргізіледі.

      74. Резервуарды толық жарамсыз ету туралы мәселені шешу кезінде металдың механикалық қасиеттері және химиялық құрамы бойынша қанағаттанарлықсыз сапасы негіз болып табылады.

      75. Мұнай құбырының желілік бөлігінің техникалық жай-күйін бағалау мен оны жөндеу қажеттілігі, жөндеу түрі мен тәсілін таңдау:

      1) құбырішілік диагностика деректерін;

      2) пайдалану кезеңінде мұнай құбырының қорғаныс әлеуетінің өзгерісі туралы деректерді;

      3) оқшаулаушы жабын ақауының деректерін;

      4) диагностика жүргізген мамандандырылған ұйымнан алынған тексерілген учаскелердің техникалық жай-күйін болжау және одан әрі пайдалану туралы ұсынымдарды;

      5) бұрын анықталған ақаулар туралы мәліметтерді;

      6) мұнай құбырының істен шығу ағынының өлшемін;

      7) мұнай құбырының техникалық деректері мен олардың жобалық көрсеткіштерге сәйкестігін;

      8) мұнай құбыры жүктемесінің іс жүзіндегі және болжанған көрсеткіштерін талдау негізінде жүргізіледі.

      76. Талдау және алынған ақпаратты өңдеу нәтижелері бойынша:

      1) мұнай құбырының ақауы бар учаскесінің орналасуын нақтылау;

      2) тексерілген учаскенің жөндеуге жарамдылығын анықтау;

      3) мұнай құбырының ықтимал бұзылуының алдын алу жөніндегі іс-шараларды жоспарлау;

      4) жөндеу түрі мен әдісін таңдау, қаралған кезеңге және перспективада мұнай құбырының жүктемесін есепке ала отырып, мұнай құбыры ақауларының сипатына және оның жөндеуге жарамдылығына байланысты жөндеу жұмыстарының көлемдері мен мерзімдерін анықтау жүргізіледі.

      77. Мұнай айдау станциялары объектілерінің (резервуарлар, технологиялық мұнай құбырлары) техникалық жай-күйін бағалау кешенді диагностикалау нәтижелерін талдау негізінде жүргізіледі.

      78. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігіндегі жөндеу жұмыстары мыналарды қамтиды:

      1) ағымдағы жөндеу (вантуздар, ысырмалар, әуелік өткізгіштер, тазарту және диагностикалау құралдарын іске қосу мен қабылдау тораптары, электрхимиялық қорғау жүйесінің құралдары);

      2) күрделі жөндеу (құбыр ауыстыру, оқшаулаушы жабынды ауыстыру, ішінара жөндеу);

      3) авариялық қалпына келтіріп жөндеу.

      Ескерту. 78-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      79. Мұнай айдайтын станциялардың жабдығы үшін:

      1) техникалық тексеру;

      2) іс жүзіндегі техникалық жай-күйі (ағымдағы, күрделі) бойынша орындалған жөндеу немесе жоспарлы-сақтандыру жөндеу жүйесін таңдау кезінде жоспарлы жөндеу;

      3) жоспардан тыс (авариялық қалпына келтіру) жөндеу;

      4) регламенттік жұмыстар көзделеді

      80. Мұнай құбырын жөндеу жұмысын жоспарлау магистральдық мұнай құбырлары ғимараттарының және жабдығының техникалық жай-күйі туралы қорытындыны есепке ала отырып, құбырішілік диагностиканың техникалық есепте ақпарат ұсынылған ақауларды пайдаланудың шекті рұқсат етілген мерзіміне байланысты жүргізіледі.

      81. Негізгі жөндеу жұмыстарын жүргізу мердігердің ұйымдастыру және дайындық жөніндегі іс-шараларды орындағаннан, мұнай құбыры учаскесінің трассасын жөндеуден қабылдағаннан және меншік иесінің (оператордың) уәкілетті адамдарының жұмыс жүргізуге жазбаша рұқсатынан кейін басталады.

      82. Желілік бөліктің ағымдағы жөндеуі бекітілген кестеге сәйкес мұнай құбырына техникалық қызмет көрсете отырып орындалады.

      83. Күнтізбелік жыл ішінде ағымдағы жөндеу жоспар-кестесіне орындалған тексерулер, зерттеулер, сынақтар нәтижелері бойынша толықтырулар енгізіледі.

      Ағымдағы жөндеудің бекітілген жоспарымен көзделген жұмыс көлемдерін қысқартуға магистральдық мұнай құбырларының меншік иесінің (оператордың) келісімі бойынша рұқсат етіледі.

      84. Мұнай құбырын жұмыс сипаты мен технологиясы бойынша күрделі жөндеу мынадай түрлерге бөлінеді:

      1) құбырларды ауыстырып күрделі жөндеуде мұнай құбырының ақауы бар учаскесі жаңа учаскеге толық ауыстырылады;

      2) оқшаулаушы жабынды ауыстырып күрделі жөндеуде мұнай құбыры қабырғасының көтергіш қабілетін қалпына келтіре отырып, (қажетіне қарай) оқшаулаушы жабын толық ауыстырылады;

      3) ішінара жөндеу, құбырішілік инспекциялық снарядтармен тексеру кезінде анықталған қабырғаның қауіпті және әлеуетті қауіпті ақаулары бар мұнай құбырының учаскелерін жөндеу, сондай-ақ күрделі учаскелерді жөндеу (жер үстіндегі және жер астындағы коммуникациялар мен желілік арматура тораптарына түйіскен учаскелермен қиысу орындары).

      85. Жөндеу түрін таңдау (ішінара, құбырларды ауыстырып күрделі жөндеу, оқшаулаушы жабынды ауыстырып күрделі жөндеу):

      1) жөндеу түрлері мен әдістері бойынша техникалық-экономикалық көрсеткіштерге;

      2) мұнай құбырының ұзындығы бойынша ақауларды бөлу тығыздығына;

      3) оқшаулаушы жабынның жай-күйіне байланысты жүргізіледі.

      86. Магистральдық мұнай құбырларының күрделі, сондай-ақ ішінара күрделі жөндеу, лицензиясы бар жобалаушы ұйым әзірлеген жобаға және жөндеу жүргізетін ұйым әзірлеген жұмыс жүргізу жобасына сәйкес орындалады.

      86-1. Мұнай құбырларынан және мұнай айдау станцияларынан елді мекендерге, өнеркәсіп және ауыл шаруашылығы кәсіпорындарына, ғимараттар мен құрылыстарға дейінгі минималды арақашықтық осы Қағидаларға 2 және 3-қосымшаларға сәйкес қабылданады.

      Ескерту. Қағида 86-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      86-2. Бір техникалық дәлізде бір мезгілде төселетін мұнай құбырларының екі қатарлас тармақтарының арасындағы минималды арақашықтық:

      мұнай құбырларын жерасты төсеу кезінде – осы Қағидалардың 4-қосымшасының талаптарына сәйкес;

      мұнай құбырларын жерүсті, жердегі және құрамдастырып жүргізу кезінде – жүргізу шарттарына байланысты қабылданады.

      Ескерту. Қағида 86-2-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      86-3. Бір техникалық дәлізде қатарлас салынып жатқан және жұмыс істеп тұрған мұнай құбырлары арасындағы минималды арақашықтық жұмыстарды жүргізу кезінде қауіпсіздікті және оларды пайдалану процесінде олардың сенімділігін қамтамасыз ету шарттарынан сүйене отырып, бірақ мұнай құбырларын жерасты төсеу кезінде осы Қағидалардың 5-қосымшасында келтірілген мәндерден кем емес қабылданады.

      Ескерту. Қағида 86-3-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      87. Әрбір жөндеу мұнай құбырының паспортында көрсетіледі.

      88. Жөндеу жұмыстары басталмас бұрын тапсырыс беруші мен мердігер техникалық дәліз құрылыстарының меншік иелеріне күрделі жөндеу жұмыстарын бастау мен жүргізу мерзімдері туралы хабарлайды.

      89. Жөндеу сапасын, технологиялық режимнің сақталуын және орындалған жұмыстарды техникалық қадағалауды жүзеге асыру үшін техникалық қызметтер мамандарының қатарынан жауапты адам тағайындалады. Сонымен қатар, осы мақсатта мамандандырылған ұйымдар тартылуы мүмкін.

      90. Бекітпе арматурасын және мұнай құбырының желілік имараттарының механикалық жабдығын ағымдағы жөндеуді авариялық қалпына келтіру қызметтері, күрделі жөндеуді - мамандандырылған ұйымдар орындайды.

      91. Электр техникалық қондырғыларды, электрхимиялық қорғау жүйесінің жабдығы мен құрылғыларын, магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің телемеханикалық автоматтандыру жүйелерін жөндеуді мамандырылған қызметтер орындайды.

      92. Магистральдық мұнай құбырларын пайдаланудан шығару магистральдық мұнай құбырларының жөндеу, консервациялау немесе жою мақсатында жүзеге асырылады. Пайдаланудан шығару кезінде магистральдық мұнай құбырларының қауіпсіз жай-күйге ауыстырылады.

      93. Магистральдық мұнай құбырларының объектісін қауіпті өндірістер тізбесінен алып тастау мақсатында оны пайдаланудан шығару (қауіпсіз жай-күйге ауыстыру) кезінде қабылданған шешімнің түпкілікті мақсатына байланысты мұнай құбырларын, жабдықты және сыйымдылықтарды мұнайдан босату, жанар-жағар май материалдарының қоймаларды жою, энергия тұтынуды (энергиямен жабдықтау) төмендету (ажырату) және мұнай айдау станциялары (бас мұнай айдау станциялары) басқа да жүйелерін қалыптастыру талаптарын өзгерту жөнінде бірқатар технологиялық іс-шаралар жүргізіледі.

      94 . Мұнай айдау станциялары (бас мұнай айдау станциялары) қауіпсіз жай-күйге ауыстыру жабдықты консервациялауға немесе объектіні жоюға алып келуі мүмкін.

      95. Пайдаланудан уақытша шығарылған объектілердің жабдығының ақаусыздығы мен жұмыс қабілетін сақтау үшін іс-шаралар кешені (консервация) жүргізіледі және жұмыс істемейтін объектіге техникалық қызмет көрсету ұйымдастырылады.

      96. Консервациялауға қалдық ресурсты және консервациялаудың орындылығын анықтау мақсатында алдын ала куәландырудан, техникалық диагностикалаудан, ақаулық тексеруден өткен жөнделген жабдық жатады.

      97. Объектілерді (жабдықты) қайта іске қосу және оларды қолданысқа енгізу үшін жұмыстардың тізбесі, оларды орындау тәртібі мен мерзімдері көрсетіле отырып жұмыс бағдарламасы әзірленеді.

      98. Қайта іске қосқаннан кейін магистральдық мұнай құбырлары объектілерінің жабдығын пайдалануға енгізу кезінде тексеру, аунату, сынақ және пайдалануға қабылдау өндіруші-зауыттың нұсқаулықтарының талаптарына сәйкес жүргізіледі.

      99. Қайта іске қосқаннан магистральдық мұнай құбырларының объектісін бақылаумен пайдалану кезеңі жобалық құжаттамамен белгіленеді.

      100. Объектілер мен жабдықты қайта монтаждау бойынша жұмыстарды орындау үшін қайта монтаждауға жобалық құжаттама әзірленеді.

      101. Алып тасталды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

2-параграф. Магистральдық мұнай құбырларын жедел
диспетчерлік басқару

      102. Жедел диспетчерлік басқару магистральдық мұнай құбырларының объектілерін автоматтандыру магистральдық мұнай құбырларының берілген жұмыс істеу режимдерін тәулік бойы және үздіксіз қолдауды, жабдық жұмысын бақылауды, қызмет көрсетуші персоналдың оңтайлы санында жабдықты басқару кезінде операцияларды орындаудың қажетті дәйектілігі мен жабдықты автоматты қорғауды қамтамасыз етеді.

      103. Магистральдық мұнай құбырларыңда автоматтандыру объектілері:

      1) магистральдық, тіректі сорғылары, резервуар парктері бар бас мұнай айдау станцияларының;

      2) магистральдық сорғылары бар аралық мұнай айдау станцияларының;

      3) мұнай қыздыру станцияларының/пункттерінің;

      4) мұнайды есепке aлу торабы/мұнайдың саңы мен сапасын өлшеу жүйесінің;

      5) қосалқы инженерлік құрылыстарының;

      6) магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі болып табылады.

      104. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің автоматтандыру жүйесі магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің технологиялық жабдығымен орталықтандырылған бақылау мен басқаруды қамтамасыз етуге және:

      1) жұмыс істеп тұрған және ажыратылған мұнай құбырларындағы қысымының;

      2) "құбыр-жер" қорғау әлеуетінің шамасының;

      3) электрхимиялық қорғау жүйесі станцияларынан шығатын ток және қысым шамасының;

      4) мұнай шығынының;

      5) мұнай температурасының;

      6) қол тимеген топырақтың температурасының;

      7) электрхимиялық қорғау жүйесі станцияларынан шығатын тоқты реттеуінің;

      8) бақылау мен басқару пункті күзет сигнализациясының және технологиялық параметрлерінің іріктеу құдықтарының жай-күйінің;

      9) желілік тиекті арматураның жай-күйі мен жағдайының;

      10) электр-химиялық қорғау құралдарының жай-күйінің;

      11) тазарту және диагностика құралдарының өту сигнализациясының;

      12) бақылау мен басқару пункттегі ең төменгі температураның;

      13) трасса бойындағы электр беру жолдарының кернеуі болуының;

      14) тазалау және диагностика құралдары қабылдау-іске қосу камерасының жинау сыйымдылығындағы кемудің барынша деңгейінің сигнализациясын;

      15) технологиялық параметрлерінің іріктеу құдықтарын судың басуының сигнализациясын;

      16) (реклоузерлер) әуе, құрама трасса бойындағы электр беру жолдарын секциялау автоматтық пункттерінің жай-күйінің;

      17) электрхимиялық қорғау жүйесі құралдарының жұмыс режимімен басқарудың технологиялық параметрлерін өлшеуге арналған.

      105. Төгу-құю эстакадаларын автоматтандыру жүйесі автоматтық қорғауды, бақылауды және төгу-құю технологиялық процессті басқаруды қамтамасыз етуге арналған және мынадай функциялардың орындалуын қамтамасыз етеді:

      1) негізгі технологиялық параметрлерді бақылауды;

      2) технологиялық жабдық жұмысын қашықтан басқаруды;

      3) технологиялық процессті технологиялық регламент бойынша автоматты басқару.

      106. Резервуар паркін автоматтандыру жүйесі автоматтық қорғау, бақылау және технологиялық процесті басқару функцияларын орындауды және резервуар паркінің технологиялық параметрлерін өлшеуді қамтамасыз етуге:

      1) резервуарларда деңгей өлшеуге;

      2) мұнай температурасын өлшеуге;

      3) мұнайды жедел есепке алуға;

      4) технологиялық жабдық жұмысын қашықтан басқаруға;

      5) резервуарлық парк ысырмаларын және олардың жай-күйінің дабылын қашықтан басқаруға;

      6) жабдықты технологиялық регламент бойынша автоматты басқаруға;

      7) резервуарларда барынша көп және барынша аз деңгейлер туралы авариялық дабыл беруге;

      8) қорғаныс іске қосылған кезде авариялық дабыл беруге арналған.

      107. Мұнай қыздыру станциясын/пунктін автоматтандыру жүйесі авариясыз пайдалану мен технологиялық жабдықты қалыптастырудың талап етілген режимдерін:

      1) негізгі технологиялық параметрлерді бақылауды;

      2) технологиялық жабдық жұмысын қашықтан басқаруды;

      3) жабдықты технологиялық регламент бойынша автоматты басқаруды жүзеге асыру арқылы технологиялық жабдықтың жұмыс істеуі.

      108. Аварияға қарсы автоматты қорғаныстың негізгі тағайындаулары:

      1) авариялық жағдайлардың туындауының алдын алу;

      2) авариялық жағдайлар туындағанда, оның ішінде автоматтандыру жүйесінің бас тарту немесе персоналдың іс-қимылы қате болған кезде технологиялық процессін қауіпсіз жай-күйіне автоматтық ауыстыру;

      3) авариялық дабылдардың белсенділігінің сақтауында жабдықтың бітеуі.

      Аварияға қарсы автоматты қорғаныстың жүйесі қатарлас және станцияның технологиялық процестерін басқарудың автоматтандырылған жүйесінен тәуелсіз жұмыс істейді.

      109. Жоспарлы жөндеу жұмыстарынан немесе авариялық тоқтатулардан кейін мұнай құбырын іске қосуды жергілікті басқару режиміндегі диспетчер жүргізеді.

      Автоматтандыру жүйесімен жарақтандырылған мұнай құбырын берілген режимге шығаруды тікелей диспетчер жүзеге асырады, ал мұнай құбырларында автоматтандыру жүйесі болмаған кезде - диспетчердің басшылығымен жергілікті басқару режимінде жергілікті диспетчерлік пунктінің жедел персоналы жүзеге асырады.

      110. Мұнай құбырларындағы барлық жоспарлы іске қосулар, тоқтатулар, қайта қосулар, режим өзгерту диспетчердің рұқсатымен жүргізіледі.

      Мұнай құбырын тоқтатумен байланысты авариялық жағдайлар туындаған кезде диспетчер магистральдық мұнай құбырларының объектілерінде авариялық жағдайлар туындаған кездегі ішкі нұсқаулыққа сәйкес іс-қимыл жасайды.

      111. Өндірістік-технологиялық байланыс құралдары мұнай құбырының жұмысын орталықтандырылған басқаруды ұйымдастыруға пайдаланылады, мұнай құбырының технологиялық процестерін басқарудың автоматтандырылған жүйесі үшін техникалық база болып табылады.

      112. Өндірістік-технологиялық байланыс мынадай көлемде қарастырылуы тиіс:

      1) бас диспетчерлік басқарма диспетчерінің аумақтық орталық диспетчерлік пунктінің диспетчерімен диспетчерлік байланысы;

      2) орталық диспетчерлік пункті диспетчерінің магистральдық мұнай құбырларының мұнай құбыры басқармасы диспетчерімен, мұнай айдау станцияларымен, мұнай айдау станциясының операторларымен, құю станцияларымен және оған бағынысты басқа да жедел қызметтермен диспетчерлік байланысы;

      3) мұнай құбыры басқармасы диспетчерінің мұнай айдау станциялары, мұнайды жылыту пункттерінің операторларымен, құю станцияларымен және оған бағынысты басқа да жедел қызметтермен диспетчерлік байланысы;

      4) кеңес байланысына арналған селекторлық байланыс;

      5) кеңес өткізуге арналған бейнеконференцбайланыс;

      6) мұнай айдау станцияларымен, мұнайды жылыту пункттерімен, құю станцияларымен және оларға бағынысты басқа да жедел қызметтермен кеңес өткізуге арналған селекторлық байланыс;

      7) мұнай құбыры басқармасы диспетчерінің мұнай айдау станцияларымен, мұнайды жылыту пункттерінің операторларымен, құю станцияларымен және оған бағынысты басқа да жедел қызметтермен байланысуға арналған селекторлық байланыс;

      8) мұнай құбырын диспетчерлік бақылау және басқару жүйесіне (SCADA) арналған байланыс арналары;

      9) автоматтандырылған басқару жүйесіне арналған байланыс арналары;

      10) халықаралық автоматты жедел-өндірістік телефон байланысы;

      11) жергілікті автоматты жедел-өндірістік телефон байланысы;

      12) халықаралық және жергілікті факсимильдік байланыс;

      13) мұнай құбырының трассасындағы жылжымалы объектілермен транкингтік радиобайланыс;

      14) бақылау мен басқару пунктімен телефон байланысы.

  Магистральдық мұнай
құбырларын пайдалану
қағидаларына
1-қосымша

Магистральдық мұнай құбырлары учаскелерінің санаттары

      Ескерту. Қағида 1-қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Мұнай құбырлары учаскелерінің мақсаты Мұнай құбырларын төсеу кезіндегі учаскелер санаты
жерасты жербеті жерүсті




1. Су кедергілері арқылы өту:




1) кеме жүзетін – арналы бөлікте және мұнай құбырының номиналды диаметрі кезінде әрқайсысының ұзындығы кемінде 25 метр (судың орташа тығыздалған жиегінен) жағалау учаскелері




1000 миллиметр және одан астам

I

-

I

1000 миллиметр кем

II

-

II

2) су айнасының ені 25 метр және одан астам кеме жүрмейтін арналы бөлікте және мұнай құбырының номиналды диаметрі кезінде әрқайсысының ұзындығы кемінде 25 метр (судың орташа тығыздалған жиегінен) жағалау учаскелері


-


1000 миллиметр және одан астам

I

-

II

1000 миллиметр кем

II

-

II

3) су айнасының ені 25 метрге дейінгі кеме жүрмейтін арналы бөлікте, суландыру және деривациялық каналдар, тау ағындары (өзендер), он пайыздық қамтамасыз етілген жоғары сулардың көкжиегі бойынша өзендердің жайылмалары

II

-

II

он пайызға қамтамасыз етілген жоғары су көкжиегінің шекарасынан ұзындығы 1000 метр учаскелер

II

-

II

2. Батпақтар арқылы өту, түрлері:




I

II*

II*

II*

II

II

II

-

III

I

I

II

* Тек DN 700 үшін және одан астам




3. Темір және автомобиль жолдары арқылы өтетін өткелдер (аралықтарда):




үйіндінің еңісінен немесе ойықтың еңісінің жиегінен жолдың екі жағынан, ал су бұру құрылыстары болған кезде – шеткі су бұру құрылысынан әрқайсысының ұзындығы 50 метр учаскелерді қоса алғанда, жалпыға ортақ пайдаланылатын жолтабаны 1520 миллиметр теміржолдар

II

-

II

үйінді еңісінің табанынан немесе ойықтың еңісінің жиегінен жолдың екі жағынан әрқайсысының ұзындығы 25 метр учаскелерді қоса алғанда, жолтабаны 1520 миллиметр өнеркәсіптік кәсіпорындардың кірме теміржолдары

-

-

II

I-IV санаттағы автомобиль жолдары, үйіндінің табанынан немесе жолдың жер төсемі ойығының жиегінен жолдың екі жағынан әрқайсысының ұзындығы 25 метр учаскелерді қоса алғанда

-

-

II

осы Қағидаларға 2-қосымшада көрсетілген арақашықтықтар шегіндегі, барлық теміржолдар мен I және II санаттағы автомобиль жолдары арқылы өтетін өткелдерге жанасатын мұнай құбырларының учаскелері

-

II

II

4. Тау-кен орындарында жүргізу кезінде құбырлар:




а) сөрелерде

II

II

-

б) тоннельдерде

-

II

II

5. Мақта және күріш плантацияларының суармалы және суарылатын жерлері бойынша жүргізілетін құбырлар

II

-

-

6. Сел ағындары, шығару конустары және сортаң топырақтар арқылы өту

II

-

II

7. Желілік арматураны орнату тораптары (I санаттағы учаскелерді қоспағанда)

-

-

-

8. Коллекторлар мен құбыржолдар тарапынан басты құрылыстардың аумақтарына жанасатын құбыржолдар осы Қағидаларға
2-қосымшаның 5-тармағында көрсетілген арақашықтық шегінде орналасады

II

-

II

9. Кәсіпшілікаралық коллекторлар

-

-

-

10. Тазарту құрылғыларын іске қосу және қабылдау тораптары, сондай-ақ оларға жанасатын ұзындығы 100 метр мұнай құбырларының учаскелері

II

II

II

11. Отын және іске қосу газ құбырларын қоса алғанда, мұнай айдау станцияларының ғимараттары ішінде және аумақтары шегінде орналасқан құбырлар

II

II

II

12. Ұзындығы 250 метр, мұнай айдау станциясына, мұнай құю пунктіне және мұнай базасына жанасатын мұнай құбырлары

II

-

-

13. Қиылысатын коммуникацияның екі жағы бойынша 50 метр шегінде жерасты коммуникацияларымен (кәріз коллекторлары, мұнай құбырлары, мұнай өнімдері құбырлары, газ құбырлары, күштік кабельдер және байланыс кабельдері, жерасты, жердегі және жерүсті суару жүйелері және басқалар) қиылысу

II

-

-

14. Осы қосымшаның 13-тармағында көрсетілген коммуникациялармен және қиылысатын коммуникацияның екі жағынан 100 метр шегінде номиналды диаметрі DN 700 миллиметрден жоғары көптармақты магистральдық мұнай құбырларымен өзара қиылысу

II

-

-

15. осы Қағидаларға 2-қосымшаның 11-тармағында көрсетілген арақашықтық шегіндегі, кернеуі 330 киловольт электр берудің әуе желілерімен қиылыстар (екі жаққа да)

II

II

-

16. Карст құбылыстарына ұшырайтын аумақтар мен өңделетін аумақтар бойынша төселетін құбырлар

II

II

II

17. Құбырлардың номиналды диаметрі DN 700 миллиметр және одан төмен болған кезде олардан 300 метрге дейін; құбырлардың номиналды диаметрі DN 1000 миллиметрге дейін қоса алғанда 500 метрге дейін, құбырлардың номиналды диаметрі DN 1000 миллиметрден жоғары болған кезде 1000 метрге дейін арақашықтықта елді мекендер мен өнеркәсіптік кәсіпорындардан жоғары балық шаруашылығы маңызы бар арналардың, көлдердің және басқа да су қоймаларының су айнасының ені 25 метрге дейін және одан астам арналы бөлікте өзен бойымен төселетін мұнай құбырлары

II

II

II

(трассада алдын ала гидравликалық сынақсыз)

18. Бір техникалық дәлізде, газ шығынын өлшеу торабы, газды редукциялау пункті, желілік бекіту арматурасын орнату тораптары, тазарту құрылғыларын іске қосу және қабылдау, компрессорлық станция, газды кешенді дайындау қондырғысы, газды алдын ала дайындау қондырғысы, газды жерастында сақтау станциясы, сығымдау компрессорлық станциясы орналасқан жерлерде құбырға осы қосымшаның 7 мен 10-тармақтарында көрсетілген арақашықтық шегінде жүргізілетін мұнай құбырлары, ал құбырға компрессорлық станция қосу тораптарынан олардың екі жағына 250 метр шегінде

II

II

II

(егер олар төсем түрі және басқа параметрлер бойынша неғұрлым жоғары санатқа жатпаса)

      Ескертпе:

      1. Мұнай құбырларының жекелеген учаскелерінің санаттарын бір санатқа арттыруға жол беріледі.

      2. Құбырмен әртүрлі типтегі батпақтар массивін кесіп өткен кезде, осы батпақтар массивіндегі ең жоғары санат ретінде бүкіл учаскенің санатын қабылданады.

      3. 10 метр кем емес сабадағы су айнасы бар су бөгеттері арқылы төселетін мұнай құбырларының учаскелерін сынау монтаждалған мұнай құбырының құрамында бір кезеңде көзделсін.

      4. Осы қосымшаның 13 және 14-тармақтарында көрсетілген жобаланатын құбырлармен, электр беру желілерімен, сондай-ақ жерасты коммуникацияларымен қиылысқан кезде және осы қосымшаның 18-тармағына сәйкес қатар жүргізілген кезде қанағаттанарлық техникалық жай-күйдегі жұмыс істеп тұрған мұнай құбырларының учаскелері жоғары санаттағы мұнай құбырларымен ауыстыруға жатпайды.

      5. Салынып жатқан темір және автомобиль жолдарымен қиылысатын жұмыс істеп тұрған мұнай құбырларының учаскелері осы қосымшаның 3-тармағына сәйкес қайта жаңартылуға жатады.

      6. Су қоймасы ретінде сумен басуға жататын өзендердің жайылмаларында төселетін мұнай құбырлары учаскелерінің санатын кеме қатынайтын су бөгеттері арқылы өтетіндей қабылданады.

      7. Осы қосымшаның 1-тармағы бойынша көлбеу-бағытталған бұрғылау тәсілімен монтаждалатын өткелдер І-санатта қабылданады.

      8. Су қоймалары, тоғандар, көлдер арқылы өтетін өткелдердегі мұнай құбырлары учаскелерінің санаттылығы қабылданады:

      кеме қатынасы үшін – осы қосымшаның 1-тармағының 1) тармақшасына сәйкес;

      кеме жүрмейтіндер үшін – осы қосымшаның 1-тармағының 2) және 3) тармақшаларына сәйкес.

      9. Осы қосымшадағы "- " белгісі санаттың регламенттелмейтінін білдіреді.

  Магистральдық мұнай
құбырларын пайдалану
қағидаларына
2-қосымша

Мұнай құбырларынан елді мекендерге, өнеркәсіп және ауыл шаруашылығы кәсіпорындарына, ғимараттар мен құрылыстарға дейінгі минималды арақашықтық (метр)

      Ескерту. Қағида 2-қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Елді мекендер, өнеркәсіп, ауыл шаруашылық кәсіпорындар, ғимараттар мен құрылыстар Мұнай құбырлары осінен минималды арақашықтық (метрмен)
Мұнай құбыры класы
IV III II I
Мұнай құбырының номиналды диаметрі, миллиметр
DN 300 және одан кем DN 300 астам және DN 500 дейін DN 500 астам және DN 1000 дейін DN 1000 астам және DN 1200 дейін

1. Қалалар және басқа да елді мекендер; бау-бақша үйлері бар ұжымдық бақтар, саяжай кенттері; жекелеген өнеркәсіптік және ауыл шаруашылығы кәсіпорындары; жылыжай комбинаттары мен шаруашылықтары; құс фабрикалары; сүт зауыттары; пайдалы қазбаларды өндіру карьерлері; гараждар мен жеке меншік иелерінің автомобильдеріне арналған 20-дан астам автомобильдер санына арналған ашық тұрақтар; адамдар көп жиналатын жеке тұрған ғимараттар (объектілер) (мектептер, ауруханалар, клубтар, балабақшалар мен бөбекжайлар, вокзалдар және басқалары); тұрғын ғимараттар; теміржол станциялары; әуежайлар; теңіз, өзен порттары, айлақтар; гидроэлектрстанциясы; І-IV класты теңіз және өзен көлігінің гидротехникалық құрылыстары; магистральдық құбырға жатпайтын тазарту құрылыстары мен су құбырларының сорғы станциялары, жалпы желі теміржолдарының және аралығы 20 метрден асатын I және II санаттағы автомобиль жолдарының көпірлері (мұнай құбырларын және мұнай өнімдерін өткізу кезінде ағыс бойынша көпірлерден төмен); сақтау көлемі 1000 текше метр жоғары тез тұтанатын және жанғыш сұйықтықтар мен газдардың қоймалары; автожанармай құю станциялары; құбыр жүргізудің технологиялық байланысының көпарналы радиорелелі желісінің діңгектері (мұнаралары) мен құрылыстары; көп арналы радиорелелік байланыс желісінің діңгектері (мұнаралары) мен құрылыстары; телевизиялық мұнаралар.

75

100

150

200

2. Құбырлар қатарлас салынатын жалпы желі теміржол жолдары (аралықтарда) және I-III санаттағы автожолдар; жеке тұрған: саябақ үйлері, саяжайлар; желілік қараушылар үйлері; зираттар; ауылшаруашылық фермалары және малдардың ұйымдасқан жайылымына арналған қоршалған учаскелер; дала тұрақтары

50

50

75

100

3. Құбырлар қатарлас салынатын жеке тұрған тұрғын емес және қосалқы құрылыстар; бұрғыланатын және пайдаланатын мұнай, газ және артезиан ұңғымаларының сағасы, соның ішінде: автомобильдің жеке меншік иелері үшін 20 және одан аз автомобильге арналған гараждар және ашық тұрақтар; кәріз құрылыстары; өнеркәсіптік кәсіпорындардың теміржолдары; IV және V санаттағы автомобиль жолдары

50

50

50

50

4. Биіктігі 20 метрден асатын аралықпен өнеркәсіптік кәсіпорындардың теміржолдарының көпірлері, автомобиль жолдары (мұнай құбырлары ағын бойымен көпірлерден төмен салынған кезде)

75

100

150

200

5. Мұнай айдау станциясы, компрессорлық станция, кешенді мұнай мен газ дайындау қондырғылары, кәсіпшіліктердің ортақ және құрама пункттері, кәсіпшіліктік газ тарту станцияларының, газды тазарту және құрғату қондырғыларының аумақтары

50

50

50

50

6. Тікұшақтарды базалауынсыз вертодромдар мен отырғызу алаңдары

50

50

50

50

7. Мұнай құбырлары ағын бойымен жоғары салынған кезде:





 темір және автомобиль жолдарының көпірлерінен, өнеркәсіптік кәсіпорындардан және гидротехникақыл құрылыстардан; 

300

300

300

500

айлақтардан және өзен вокзалдарынан;

1000

1000

1000

1500

суарудан

3000

3000

3000

3000

8. Автоматтандырылған электр станциялары термоэлектрогенератормен; байланыс, телемеханика және автоматика аппаратурасы

шеткі желіден кемінде 50

9. Құбыр қатарлас төселіп жатқан магистральдық суару арналары мен коллекторлар, өзендер мен сутоғандар; суару жүйелерінің су жинау құрылыстары мен станциялары

75

100

150

200

10. Құбырлар қатарлас төселетін, қуаты жоғары электр қуатын берудің әуе жолдары; трассаның ықшамдалған жағдайындағы құбырлар қатарлас төселіп жатқан жоғары электр қуатын берудің әуе жолдары; оның ішінде: құбырмен қиысу кезінде, жоғары электр қуатын берудің әуе жолдары тіреуіштері; ашық, жабық трансформаторлық кіші станциялары және қуаты 35 киловольт және одан да жоғары жабық бөлу қондырғылары

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің
2015 жылғы 30 наурыздағы № 230 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын орнату қағидаларының талаптарына сәйкес
(Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде 10851 болып тіркелген)

11. Мұнай мен конденсатты мұнай құбырынан апатты шығаруына арналған жер қоймасы

50

50

50

50

12. Қалааралық байланы кабельдері және күш беретін электр кабельдері

10

10

10

10

13. Құбырлардың қызмет көрсетілмейтін аз арналық радиорелелік байланыс діңгектері (мұнаралары) мен құрылыстары, магистральдық мұнай құбыры объектілерінің термоэлектрогенераторлары

15

15

15

15

14. Жерасты термокамералардағы қызмет көрсетілмейтін магистральдық мұнай құбырының кабельдік байланыстың күшейту пункттері

10

10

10

10

15. Мұнай құбырларына қызмет көрсетуге ғана арналған трасса бойындағы тұрақты жолдар

кемінде 10

      Ескертпе:

      1. Осы қосымшада көрсетілген арақашықтық былай қабылданады: қалалар мен басқа да елді мекендер үшін – жобалық қала шетінен 25 жыл есепті мерзімге; жеке өнеркәсіптік кәсіпорындарға, теміржол станцияларына, аэродромдарға, теңіз және өзен порттары мен айлақтарына, гидротехникалық құрылыстарға, жанатын және тез тұтанатын материалдардың қоймаларына, артезиан ұңғымалары үшін – дамуын ескере отырып, оларға бөлінген аумақтардың шекарасынан; теміржолдары үшін – мұнай құбыры жағынан үйінді құламасы табанынан немесе ойық құламасы жиегінен, жол бөлінісі жолағының шекарасынан кемінде 10 метр; автомобиль жолдары үшін – жер төсемі үйіндісінің табанынан; барлық көпірлер үшін – конустардың табанынан; жеке тұрған ғимараттар мен құрылыстар үшін – олардың ең жақын шығып тұрған бөліктерінен.

      2. Жеке тұрған ғимарат немесе құрылыс деп өзіне ең жақын ғимараттар мен құрылыстардан кемінде 50 метр арақашықтықта елді мекеннен тыс орналасқан ғимарат немесе құрылыс түсініледі.

      3. Осы Қосымшаның 4 және 7-тармақтарында көрсетілмеген темір мен автомобиль жолдарының көпірлерінен минималды арақашықтықты тиісті жолдардан арақашықтық ретінде қабылданады.

      4. Құбыр қабырғасының номиналды (есептік) жуандығын арақашықтық қысқартылатын шамаға процентпен ұлғайту шартымен мұнай құбырлары үшін осы қосымшаның 1-, 4- және 9-тармақтарында көрсетілген арақашықтықты әрі кеткенде 30% қысқартуға жол беріледі.

      5. Ғимараттар мен құрылыстар мұнай құбыры белгілерінен жоғары белгілерде орналасқан жағдайда, қабылданған арақашықтық кемінде 50 метр болуы шартымен, осы қосымшаның 1-, 2-, 4- және 9-тармақтарында көрсетілген арақашықтықты, қабылданған арақашықтық кемінде 50 метр құрауы шартымен, 25% дейін азайтуға жол беріледі.

      6. Мұнай құбыры жер үстімен төселген кезде елді мекендерден, өнеркәсіптік кәсіпорындардан, ғимараттар мен құрылыстардан мұнай құбырының өсіне дейін жол берілетін минималды арақашықтықты жерасты мұнай құбырларына арналғандай, бірақ кемінде 50 метр деп қабылдаған жөн.

      7. Мұнай құбырлары елді мекендерге, өнеркәсіптік кәсіпорындарға жақын және осы мұнай құбырларының белгілерінен төмен орналасқан, осы қосымшаның 1-9-тармақтарында көрсетілген басқа да объектілерге құбырлардың номиналды диаметрі DN 700 миллиметр болған кезде олардан 500 метрден кем және құбырлардың номиналды диаметрі DN 700 миллиметр жоғары болған кезде 1000 метрден кем арақашықтықта төселген кезде, құбырдың төменгі жағында авариялық жағдайда төгілген өнімді бұруды қамтамасыз ететін арна көзделеді. Төменгі арнадан шығару елді мекендер үшін қауіпсіз жерде көзделеді.

      8. Осындай мұнай құбырлары болат футлярда тартылған жағдайда осы қосымшаның 7-тармағында көрсетілген мұнай құбырынан минималды арақашықтықты 50% - ға дейін азайтуға жол беріледі.

  Магистральдық мұнай құбырларын
  пайдалану қағидаларына
  3-қосымша

Мұнай айдау станцияларынан елді мекендерге, өнеркәсіп және ауыл шаруашылығы кәсіпорындарына, ғимараттар мен құрылыстарға дейінгі минималды арақашықтық (метр)

      Ескерту. Қағида 3-қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Елді мекендер, өнеркәсіптік, ауылшаруашылық кәсіпорындар, ғимараттар мен құрылыстар Мұнай айдау станциясынан минималды арақашықтық, метр
Мұнай айдау станциясысы санаты
III II I

1. Қалалар және басқа елді мекендер; үйшіктері бар ұжымдық бақтар, саяжайлық ауылдар; жеке өнеркәсіптік және ауыл шаруашылығы кәсіпорындары; жылыжай комбинаттары мен шаруашылықтары; құс фабрикалары; сүт зауыттары; пайдалы қазбаларды өңдеу карьерлері; гараждар мен 20-дан асатын автомобильдерге арналған жеке иеленушілер автомобильдеріне арналған ашық көлік тұрақтары; мұнай мен газды дайындаудың кешенді қондырғылары мен олардың ортақ және құрама пункттері; адамдардың көп жиналатын жеке тұрған ғимараттар (мектептер, ауруханалар, клубтар, балалар бақшалары мен перзентханалар, вокзалдар және тағы басқалар); кісі тұратын үш қабатты және одан жоғары ғимараттар; теміржол станциялары; әуежайлар; теңіз, өзен порттары мен кемежайлар; су электр станциялары; I-IV кластағы теңіз және өзен көлігінің гидротехникалық құрылыстары; құбыр жүргізудің технологиялық байланысының көпарналы радиорелелі желісінің діңгектері (мұнаралары) мен құрылыстары; көпарналы радиорелелі байланыстың діңгектері (мұнаралары) мен құрылыстары; теледидар мұнаралары

100

150

200

2. Биіктігі 20 метрден асатын (мұнай құбырлары мен мұнай өнімдері құбырларын салған кезде, ағын бойымен көпірлерден төмен) I-II санатты автомобиль жолдары мен жалпы желідегі теміржол жолдарының көпірлері; сақтау көлемі 1000 текше метрден жоғары тұтанғыш және жанатын сұйықтықтар мен газдар қоймалары; жанармай құю станциялары; магистраль мұнай құбыр жүргізуіне қатысты емес су жүргізу құрылыстары

100

150

200

3. I-III санаттағы жалпы желі теміржолдары (өткелдерде) мен автожолдар; жеке тұрған: 1-2-қабат тұрғынүй ғимараттары; желі қараушылардың үйлері; зираттар; ауылшаруашылық фермалары және малдардың ұйымдасқан жайылымына арналған қоршалған учаскелер; дала тұрақтары

50

75

100

4. Биіктігі 20 метр асатын өнеркәсіптік кәсіпорындардың теміржолдарының, III-V санаттағы автомобильдік жолдарының көпірлері

100

150

200

5. Өнеркәсіптік кәсіпорындардың теміржолдары

50

75

100

6. IV және V санаттағы автомобиль жолдары

20

20

50

(бірақ жақын жердегі резервуардан, резервуарлық парктен кемінде 100 метр)

7. Жеке тұрған бос және қосалқы құрылыстары (сарайлар және тағы басқалары); бұрғылаудағы және пайдаланудағы мұнай, газ және артезиан ұңғымалары ауыздары, гараждар мен 20 автомобильге және одан кем жеке иеленушілер автомобильдеріне арналған ашық көлік тұрақтары; кәріздің тазарту құрылыстары мен сорғы станциялары.

30

50

75

8. Мұнай айдау станциясы магистральдық мұнай құбырларының және басқа да тұтынушыларды қуаттандыратын 35, 110 және 220 киловольт кіші электр станцияларының ашық бөлу құрылғылары

100

100

100

9. Мұнай айдау станциясы аумағында ғимараттар мен құрылыстарды жарылыс және өрт қауіпсіз жарылыстардын сақтай отырып, 35, 100 және 230 киловольт электр станцияларының ашық тарату құрылғылары

Мұнай айдау станциясы аумағында ғимараттар мен құрылыстардан жарылыс және өрт қауіпсіз жарылыстарды сақтау

10. Орман алқаптары

50

50

50

11. Магистральдық мұнай құбыры объектілеріне жататын тікұшақ айлақтары және оларға тікұшақтар орналастырылмаған қону алаңдары:




МИ-6, МИ-10 ауыр типті

100

100

100

МИ-4, МИ-8 орташа типті

75

75

75

МИ-2, КА-26 жеңіл типті

60

60

75

12. Жоғары кернеулі әуе электр беру желілері

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің
2015 жылғы 30 наурыздағы № 230 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын орнату қағидаларының талаптарына сәйкес

      Ескертпе:

      1. Осы Қағидаларға 2-қосымшада көрсетілген 1-3-ескертпелердің тармақтары осы қосымшаға қолданылады.

      2. Мұнай айдау станциясы санаттарын қабылдау қажет:

      I санат – резервуарлық парктің сыйымдылығы 100 000 текше метр жоғары болған кезде;

      II санат – резервуарлық парктің сыйымдылығы 20 000-нан 100 000 текше метрге дейін қоса алғанда;

      III санат – резервуарлық парктің сыйымдылығы 20 000 текше метрге дейін және резервуарлық парктері жоқ мұнай айдау станциясы.

      3. Арақашықтықты: ғимараттар мен құрылыстар үшін осы қосымшаның 1-тармағы бойынша - компрессорлық цехтың маниясынан; мұнай айдау станциясы, ғимараттар мен құрылыстар үшін; осы қосымшаның 1-12-тармақтары бойынша станция - қоршауынан қабылданады.

      4. Мұнай құбырларының радиорелелік байланыс желісінің діңгектерін (мұнараларын) мұнай айдау станциясы аумағында орналастыруға рұқсат етіледі, бұл ретте діңгектерді орнату орнынан технологиялық жабдыққа дейінгі арақашықтық діңгектің биіктігінен кем болмауы тиіс.

      5. Мұнай айдау станциясы елді мекендер мен басқа да объектілердің белгілерінен төмен орналасуы тиіс. Авария кезінде мұнайдың немесе мұнай өнімдерінің төгілуін болғызбайтын тиісті іс-шараларды әзірлеу кезінде көрсетілген станцияларды елді мекендер мен өнеркәсіптік кәсіпорындармен бірдей белгілерде немесе одан жоғары орналастыруға жол беріледі.

  Магистральдық мұнай құбырларын
  пайдалану қағидаларына
  4-қосымша

Бір техникалық дәлізде бір мезгілде төселетін мұнай құбырларының екі қатарлас тармақтарының арасындағы минималды арақашықтық (жерасты төсеу кезінде)

      Ескерту. Қағида 4-қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Мұнай құбырының номиналды диаметрі Жапсарлас мұнай құбырларының осьтері арасындағы минималды арақашықтық, метр

400 миллиметрге дейін қоса алғанда

5

400 миллиметрден 700 миллиметрге дейін қоса алғанда

5

700 миллиметрден 1000 миллиметрге дейін қоса алғанда

6

1000 миллиметрден 1200 миллиметрге дейін қоса алғанда

6

      Ескертпе:

      1. Әртүрлі диаметрлі жапсарлас мұнай құбырларының осьтері арасындағы арақашықтықты үлкен диаметрлі мұнай құбыры үшін белгіленген арақашықтыққа тең етіп алынады.

      2. Бір траншеяда бір мезгілде төселетін екі мұнай құбырының немесе мұнай құбырының және мұнай өнімдері құбырының арасындағы арақашықтықты осы қосымшада көрсетілгеннен кем, бірақ мұнай құбырларының қабырғалары арасында кемінде 1 метр алуға жол беріледі.

  Магистральдық мұнай құбырларын
  пайдалану қағидаларына
  5-қосымша

Бір техникалық дәлізде қатарлас салынып жатқан және жұмыс істеп тұрған мұнай құбырлары арасындағы минималды арақашықтық (жерасты төсеу кезінде)

      Ескерту. Қағида 5-қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 02.04.2021 № 115 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Жобаланған мұнай құбырының номиналды диаметрі Жобаланатын және жұмыс істеп тұрған жерасты мұнай құбырларының осьтері арасындағы минималды арақашықтық (метр)
ауыл шаруашылығына арналмаған немесе ауыл шаруашылығына жарамсыз; орман қоры ауыл шаруашылығы мақсатындағы (құнарлы қабатты алу және қалпына келтіру кезінде)

400 миллиметрге дейін қоса алғанда

11

20

400 миллиметрден 700 миллиметрге дейін қоса алғанда

14

23

700 миллиметрден 1000 миллиметрге дейін қоса алғанда

15

28

1000 миллиметрден 1200 миллиметрге дейін қоса алғанда

16

30

Диаметрі 1200 миллиметр мұнай құбырлары үшін

18

32

      Ескертпе:

      1. Таулы жерлер үшін, сондай-ақ осы қосымшада көрсетілген табиғи және жасанды кедергілер арқылы өту үшін арақашықтықты азайтуға жол беріледі.

      2. Газ құбырлары мен мұнай құбырларының параллель жіптері арасындағы арақашықтықты газ құбырлары үшін де қарастыру қажет.

      3. Әртүрлі диаметрлі мұнай құбырларын қатарлас жүргізу кезінде олардың арасындағы арақашықтық үлкен диаметрлі мұнай құбыры сияқты алынады.