Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94
│ │ │ │кладки │ │ │ │ │ ├────────────────┼─────────────┼────────────┼────────┼─────┼──────┼──────┼──────┤ │Промысловые │20 <= P <= 32│- │B, I, II│100 │100 │- │- │ │трубопроводы: │ │ │ │ │ │ │ │ │а) газопроводы, │4 <= P <= 10 │ │B, I │100 │100 │- │- │ │газопроводы- │ │ │II, III │100 │25 │Оста- │ │ │шлейфы, коллек- │ │ │ │ │ │льное │ │ │торы неочищенно-│2,5 <= P < 4 │ │B ,I │100 │100 │- │- │ │го газа, │ │ │II, III │100 │25 │Оста- │ │ │межпромысловые │ │ │ │ │ │льное │ │ │коллекторы, │1,2 <= │ │B │100 │100 │- │ │ │газопроводы, │P < 2,5 │ │I │ │ │ │ │ │трубопроводы │ │ │ │100 │25 │Оста- │ │ │нефтяного │ │ │ │ │ │льное │ │ │попутного газа, │ │ │II │25 │10 │Оста- │ │ │газопроводы │ │ │ │ │ │льное │ │ │газлифтных │ │ │III, IV │10 │5 │Оста- │ │ │систем и подачи │ │ │ │ │ │льное │ │ │газа в │ │ │ │ │ │ │ │ │продуктивные │ │ │ │ │ │ │ │ │пласты, │ │ │ │ │ │ │ │ │трубопроводы │ │ │ │ │ │ │ │ │нестабильного │ │ │ │ │ │ │ │ │конденсата │ │ │ │ │ │ │ │ │б) нефтепроводы,│- │Д > 700 │B, I │100 │100 │- │- │ │выкидные │ │ у │ │ │ │ │ │ │трубопроводы, │ │ │II │100 │25 │Оста- │ │ │нефтепродукто- │ │ │ │ │ │льное │ │ │проводы, │ │300 <= Д <=│B │100 │50 │-"- │ │ │нефтегазосборные│ │ у │ │ │ │ │ │ │трубопроводы, │ │700 │I │100 │25 │-"- │ │ │трубопроводы │ │ │II │25 │10 │-"- │ │ │стабильного │ │ │III, IV │10 │5 │-"- │ │ │конденсата │ │Д < 300 │B │100 │25 │Оста- │- │ │нефтяных │ │ у │ │ │ │льное │ │ │месторождений │ │ │I │25 │10 │-"- │ │ │ │ │ │II │10 │5 │-"- │ │ │ │ │ │III, IV │5 │2 │-"- │ │ │в) трубопроводы │P > 10 │- │I │100 │50 │-"- │- │ │заводнения │ │ │II, III │100 │25 │-"- │ │ │нефтяных │ │ │ │ │ │ │ │ │пластов, │ │ │ │ │ │ │ │ │захоронения │ │ │ │ │ │ │ │ │пластовых и │ │ │ │ │ │ │ │ │сточных вод │ │ │ │ │ │ │ │ │г) трубопроводы │P < 10 │- │I │25 │10 │-"- │- │ │пресной воды │ │ │II │10 │5 │-"- │ │ │ │ │ │III, IV │5 │2 │-"- │ │ │д) метаноло- │- │- │B │100 │50 │-"- │ │ │проводы │ │ │I │100 │25 │-"- │ │ │е) трубопроводы,│- │- │B │100 │25 │-"- │- │ │транспортирующие│ │ │ │ │ │ │ │ │вредные среды │ │ │ │ │ │ │ │ │ж) ингибиторо- │- │- │I │25 │10 │-"- │ │ │проводы │ │ │II │10 │5 │-"- │ │ │Сварные │- │- │- │200 │100 │100 │- │ │соединения │ │ │ │ │100 │- │100 │ │захлестов, │ │ │ │ │ │ │ │ │ввариваемых │ │ │ │ │ │ │ │ │вставок и швы │ │ │ │ │ │ │ │ │приварки │ │ │ │ │ │ │ │ │арматуры │ │ │ │ │ │ │ │ │Угловые сварные │- │- │- │- │100 │100 │- │ │соединения │ │ │ │ │ │ │ │ └────────────────┴─────────────┴────────────┴────────┴─────┴──────┴──────┴──────┘
Действия, направленные на обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов, регламентированы разделом 8 настоящих Правил.
6.1.5. Приемочный контроль состояния изоляции законченных после строительства участков трубопроводов осуществляют в соответствии с ГОСТ 25812-83.
Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо:
найти места повреждений и провести ремонт;
повторно испытать изоляцию.
6.1.6. Все скрытые работы должен принять заказчик, о чем составляют акт, в котором делают отметку о разрешении выполнять работы.
Для приемки скрытых работ подрядчик обязан вызвать представителя заказчика. Если представитель заказчика не явился в указанный подрядчиком срок, то последний составляет односторонний акт.
6.1.7. Промежуточной приемке с составлением актов на скрытые работы подлежат:
поверхностные и глубинные анодные заземления;
протекторные установки;
кабели, прокладываемые в земле;
контрольно-измерительные пункты, электрические перемычки;
защитные заземления установок электрохимзащиты и трансформаторного пункта;
изолирующие фланцы.
6.1.8. При осмотре и промежуточной приемке скрытых работ проверяют:
соответствие выполненных работ проекту;
качество применяемых материалов, деталей, конструкций;
качество выполнения строительно-монтажных работ.
6.1.9. В производство допускают материалы и изделия только при наличии сертификатов, паспортов или других сопроводительных документов от заводов-поставщиков. При неполных сертификатных данных или отсутствии сертификатов изделия можно применять только после проведения испытаний и исследований, подтверждающих их соответствие требованиям стандартов или технических условий.
6.1.10. При этом осуществляется входной контроль труб и деталей, поступающих для строительства трубопровода, в объеме, установленном техническими условиями. Проверяется наличие и содержание маркировки.
6.1.11. В каждой партии труб (выборочно, но не менее двух труб) подвергают контролю механические свойства металла в объеме, предусмотренном техническими условиями на трубы.
6.1.12. При резке труб на каждый вновь образованный конец наносят маркировку предприятия - поставщика труб (номер партии и марку стали) и заверяют клеймом ОТК предприятия - изготовителя сборочных единиц. В месте реза измеряют наружный диаметр и толщину стенки трубы.
6.1.13. Детали трубопроводов, входящие в сборочные единицы, подвергают контрольной проверке на соответствие их техническим требованиям на поставку. Проверке подлежат: паспорта на детали (на партию), подтверждающие соответствие деталей требованиям стандартов и рабочих чертежей; маркировка; наружные и внутренние поверхности на отсутствие повреждений при транспортировании и разгрузке; поверхность на отсутствие коррозии и дефектов металла (трещин, раковин, забоин); места уплотнения и кромки под сварку на качество обработки.
6.1.14. Полученные при освидетельствовании результаты внешнего осмотра и инструментального контроля заносят в ведомость. В ведомости должны быть отмечены трубы и другие элементы, подлежащие ремонту.
6.1.15. Трубы (детали, элементы арматуры), прошедшие освидетельствование, должны быть промаркированы.
Маркировка производится на расстоянии 100 - 150 мм от торца несмываемой краской в следующем порядке:
порядковый номер трубы (детали, элемента арматуры);
индекс категории, к которой отнесена труба (деталь, элемент арматуры) после освидетельствования:
П - пригодный для использования в газонефтепроводном строительстве;
Р - требующие ремонта для дальнейшего использования в газонефтепроводном строительстве;
У - пригодные для использования в других отраслях народного хозяйства;
Б - не пригодные к дальнейшему использованию.
6.1.16. По результатам освидетельствования комиссия составляет акт, в котором указывается число освидетельствованных труб и число труб с различными индексами категории.
6.1.17. В акте должны быть указаны причины, в результате которых трубы требуют ремонта или пришли в негодность.
Материалы освидетельствования труб и предложения о привлечении к ответственности лиц, допустивших нарушения в их хранении и использовании, представляются объединению (тресту).
6.2. Очистка полости и испытание промысловых трубопроводов
6.2.1. Очистку полости и испытание промысловых трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями ВСН.
6.2.2. Промысловые трубопроводы должны подвергаться очистке полости и испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).
Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочим проектом и проектом организации строительства (ПОС).
6.2.3. Промысловые трубопроводы должны очищаться и испытываться по специальной рабочей инструкции, за исключением промысловых нефтепроводов и нефтегазопроводов нефтяных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа, очистка полости и испытание которых должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой заказчиком и строительно-монтажной организацией применительно к конкретному промыслу.
6.2.4. Специальная рабочая инструкция на очистку полости и испытание составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией для каждого конкретного трубопровода с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытаний трубопроводов.
6.2.5. Очистку полости трубопровода выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств.
6.2.6. Промывку производят пропуском поршней-разделителей с предварительным заполнением трубопровода водой.
6.2.7. Вид испытаний (на прочность, герметичность), способ испытания (гидравлическое, пневматическое, комбинированное), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытания необходимо принимать в соответствии с проектной документацией.
Проектную величину испытательных давлений определяют в соответствии с руководящими документами.
6.2.8. При испытании трубопроводов воздухом или газом, не имеющими запаха, последние должны быть предварительно одорированы.
Испытания проводятся установленной арматурой.
6.2.9. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть установлены и обозначены знаками безопасности зоны, указанные в табл. 6.2, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ.
Таблица 6.2
ЗОНЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОЧИСТКЕ И ИСПЫТАНИИ
ТРУБОПРОВОДОВ ВОЗДУХОМ
┌──────────────┬─────────────────────────────────────────────────┐ │ Условный │ Радиус опасной зоны │ │ диаметр ├───────────────┬────────────────┬────────────────┤ │ трубопровода │ при очистке │ при очистке │при испытании в │ │ Д , мм │ полости в обе │ полости в │ обе стороны от │ │ у │ стороны от │ направлении │трубопровода, м │ │ │трубопровода, м│вылета ерша или │ │ │ │ │ поршня, м │ │ ├──────────────┼───────────────┼────────────────┼────────────────┤ │До 300 │40 │600 │100 │ │300 - 500 │60 │800 │150 │ │500 - 800 │60 │800 │200 │ │800 - 1000 │100 │1000 │250 │ │1000 - 1400 │100 │1000 │250 │ └──────────────┴───────────────┴────────────────┴────────────────┘
6.2.10. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены и обозначены на местности знаками безопасности опасные зоны, указанные в табл. 6.3.
Таблица 6.3
ЗОНЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ
┌─────────────┬────────────────────────┬─────────────────────────┐ │ Диаметр │ Давление испытания │ Давление испытания │ │трубопровода,│ 8,25 МПа │ свыше 8,25 МПа │ │ мм │ Радиус опасной зоны, м │ Радиус опасной зоны, м │ │ ├──────────┬─────────────┼──────────┬──────────────┤ │ │в обе сто-│в направлении│в обе сто-│в направлении │ │ │роны от │ отрыва │роны от │ отрыва │ │ │оси трубо-│ заглушки от │оси трубо-│ заглушки от │ │ │провода │ торца │провода │ торца │ │ │ │трубопровода │ │ трубопровода │ ├─────────────┼──────────┼─────────────┼──────────┼──────────────┤ │100 - 300 │75 │600 │100 │900 │ │300 - 500 │75 │800 │100 │1200 │ │500 - 800 │75 │800 │100 │1200 │ │800 - 1000 │100 │1000 │150 │1500 │ │1000 - 1400 │100 │1000 │150 │1500 │ └─────────────┴──────────┴─────────────┴──────────┴──────────────┘
6.2.11. Запрещается проведение испытаний трубопроводов на прочность и продувка их в ночное время.
6.2.12. До начала продувки и испытания трубопровода необходимо снять напряжение с воздушных линий электропередачи, находящихся в опасной зоне.
6.2.13. При продувке минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, населенных пунктов следует принимать по табл. 6.2 настоящих Правил.
6.2.14. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.
6.2.15. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом. Пневматические испытания трубопроводов, ранее использовавшихся для транспортировки углеводородных взрывоопасных сред, должны проводиться только инертными газами.
6.2.16. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны:
а) вести наблюдения на закрепленных за ними участках трубопровода;
б) не допускать нахождения людей, животных и движения транспорта в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения;
в) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки, испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.
При испытании наземных и надземных трубопроводов размеры опасных зон, указанные в табл. 6.2, должны быть увеличены в 1,5 раза.
6.2.17. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода с природным газом должно быть произведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 0,1 МПа в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2% по показаниям газоанализатора.
6.2.18. При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже I и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.
Технологические процессы поднятия давления и выдержки трубопровода при испытательном давлении должны быть зафиксированы в журнале испытаний.
По эпюре испытательных давлений следует назначать точку контроля давления при испытаниях, определять расчетное давление опрессовочных агрегатов и место их расположения.
6.2.19. В процессе выдержки трубопровода под испытательным давлением обеспечивается наблюдение за показаниями приборов контроля давления и температуры воды с записью в журнале наблюдений или на диаграммную бумагу с самопишущих приборов, установленных на постах наблюдений.
6.2.20. Данные показаний приборов фиксируются в рабочих журналах наблюдений через каждый час. В рабочих журналах фиксируются также все моменты (периоды) снижения (повышения) давления.
6.2.21. В процессе гидравлических испытаний на каждом из испытываемых участков может наблюдаться постепенное снижение (повышение) испытательного давления вследствие снижения (повышения) температуры воды в трубопроводе за счет влияния теплового поля окружающей трубопровод среды.
6.2.22. Величина снижения (повышения) испытательного давления по показаниям приборов не должна отличаться от значений, определяемых по формуле (6.1) с учетом замеренных температур воды:
ДЕЛЬТА t (бета - 2 альфа)
t
ДЕЛЬТА D = -------------------------, (6.1)
Д
н
---------- + C
E x дельта
где:
ДЕЛЬТА D - изменение давления, кгс/кв. см;
ДЕЛЬТА t - изменение температуры, град.;
бета - коэффициент температурного расширения воды, 1/град.;
t
альфа - коэффициент температурного расширения стали, 1/град.;
Д - наружный диаметр трубопровода, мм;
н
-6
C - коэффициент объемного сжатия воды, 44,3 x 10 кв. см/кгс;
6
E - модуль упругости стали, 2,1 x 10 кгс/кв. см;
дельта - толщина стенки трубы, мм.
Коэффициенты альфа, C, E в области температур и давлений, при
которых обычно испытывают трубопроводы, можно считать постоянными.
Коэффициент бета зависит от температуры и может быть вычислен
t
по эмпирической формуле (6.2):
5 2 3
бета x 10 = 6,43 + 1,7t - 0,02t + 0,00016t . (6.2)
t6.2.23. Протяженность испытываемых участков не ограничивается (за исключением случаев гидравлического и комбинированного испытания), когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.
6.2.24. При очистке полости трубопровода или его участка необходимо проверить путем пропуска поршня или внутритрубного прибора (шаблона) проходное сечение трубопровода на возможность беспрепятственного прохождения очистных, разделительных устройств и приборов внутритрубного диагностирования.
6.2.25. Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным с точки зрения экологических последствий (пересечения с реками, железными дорогами, автодорогами, другими коммуникациями, густонаселенные и промышленные зоны), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.
6.2.26. Необходимость внутритрубной приборной диагностики трубопровода или его участка до пуска в эксплуатацию определяется технико-экономическим расчетом на основании статистических данных о надежности трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях, и с учетом возможных экологических последствий от аварий.
6.2.27. В случае возникновения отказа, т.е. нарушения герметичности испытываемого участка трубопровода, вызванного разрушением труб, сварных соединений, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры, производится техническое расследование причин отказа.
После выяснения причин отказа поврежденный участок трубопровода подлежит ремонту, повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
6.2.28. Техническое расследование отказов осуществляет комиссия (при необходимости межведомственная), назначенная согласно установленному порядку.
6.2.29. Основные задачи работы комиссии:
изучение и анализ технической документации, опрос свидетелей и должностных лиц;
осмотр места отказа, проведение необходимых обмеров, составление схемы объекта в месте отказа, фотографирование отказавшего объекта, его отдельных узлов и элементов;
установление очага отказа и его описание;
установление необходимости организации технической экспертизы по вопросам, связанным с выяснением причин отказа, а также проверочных расчетов элементов или конструкций с указанием организаций или лиц, которым поручается выполнение технической экспертизы и проверочных расчетов;
определение мест отбора, отбор и отправка на обследование проб и образцов материалов или элементов конструкций, при необходимости дополнительные исследования и испытания;
анализ информации о характере разрушения, определение очага разрушения, а также установление причины отказа;
установление размера материальных потерь, причиненных отказом;
подготовка предложений и рекомендаций по ликвидации последствий отказа;
подготовка рекомендаций по предупреждению отказов в будущем.
6.2.30. Если в числе предполагаемых причин отказа может быть низкое качество труб, то в составе комиссии должен быть представитель завода - поставщика труб;
6.2.31. Организация и оплата проведения экспертизы, лабораторных исследований и других работ, связанных с расследованием отказа, а также техническое оформление материалов расследования обеспечиваются строительно-монтажной организацией, проводящей строительство и испытания объекта, на котором произошел отказ.
6.2.32. По требованию комиссии строительная организация должна быть готова предоставить следующую документацию:
проект участка трубопровода в месте отказа;
материалы исполнительной съемки;
журнал сварочных работ;
журнал изоляционных работ;
акты производства и приемки работ;
сертификаты на трубы и детали, паспорта на оборудование;
акт и журнал испытаний;
график подъема давления.
6.2.33. По результатам изучения и анализа технической документации комиссия устанавливает соответствие:
выполнения строительно-монтажных работ требованиям проекта;
применяемых при сооружении исследуемого участка трубопровода труб, оборудования, материалов требованиям проекта.
6.2.34. По результатам обследования места отказа комиссия составляет схему разрушения части трубопровода с привязкой к пикетам и с указанием следующих данных:
расположение и размеры разрушения относительно оси трубопровода;
размеры котлована (при наличии выброса грунта);
зоны теплового воздействия (в случае возгорания при отказе).
6.2.35. По результатам технического расследования комиссия составляет акт, содержащий характеристику объекта, описание места отказа, данные об очаге отказа, обоснование и указание причин отказа, сведения о потерях в результате отказа, выводы и предложения по предупреждению отказов. При необходимости дополнительных исследований металла и других материалов, проведения поверочных расчетов и прочих исследований в акте должны быть указаны соответствующие организации, которым поручается проведение этих работ.
6.2.36. Оплата материальных затрат, связанных с ликвидацией последствий отказа, производится после установления причин отказа в установленном порядке.
6.3. Приемка в эксплуатацию промысловых трубопроводов
6.3.1. Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов должен проводиться в комплексе с системами связи, объектами технического обслуживания и ремонта трубопровода, системами измерения количества и качества перекачиваемой нефти, устройствами для предотвращения загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме проекта, согласованном с проектной организацией-разработчиком.
6.3.2. Ввод в эксплуатацию осуществляется после приема трубопровода в зависимости от его назначения в установленном порядке.
6.3.3. Прием в эксплуатацию промысловых трубопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащего газа и нефти, запрещается, если строительством не закончены полностью (согласно проекту) объекты, обеспечивающие безопасность людей и защиту окружающей среды.
6.3.4. Прием в эксплуатацию шлейфовых трубопроводов проводится вместе с ингибиторопроводами и другими установками, предназначенными для защиты металла трубы и арматуры от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.
6.3.5. Если государственной приемочной комиссии предъявляются для приемки одновременно несколько промысловых трубопроводов, проложенных между одними и теми же площадками промысловых сооружений, то техническая документация на них может быть оформлена единой, как для одного объекта, с оформлением актов на скрытые работы для каждого трубопровода.
6.3.6. Прием в эксплуатацию промыслового трубопровода со всем комплексом сооружений проводится государственной приемочной комиссией, назначенной заказчиком. До предъявления трубопровода государственной приемочной комиссии проводится прием трубопровода рабочей комиссией, назначенной заказчиком (застройщиком). В состав рабочей и государственной комиссий включаются представители служб охраны природы, охраны труда, пожарной безопасности.
6.3.7. Эксплуатация трубопровода, не принятого государственной приемочной комиссией, не допускается.
Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата подписания акта государственной приемочной комиссией.
6.3.8. В случае нарушения правил приема в эксплуатацию законченных строительством объектов председатели и члены комиссии, а также лица, принуждающие к приему в эксплуатацию объектов с нарушением правил, привлекаются к ответственности в соответствии с действующим законодательством.
6.3.9. Акты приемки объектов должны быть утверждены организацией, назначившей рабочую комиссию.
7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
7.1. Проходное давление в системах сбора нефти, газа и воды
7.1.1. Под проходным давлением понимается избыточное давление в определенной точке системы сбора продукции скважин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции.
7.1.2. Проходное давление в системах нефтесбора определяется проектом и зависит от гидравлического сопротивления систем трубопроводов, а также от давления в аппаратах пунктов подготовки.
7.1.3. Проходное давление уточняется в различных точках систем сбора нефти, газа и воды после вывода системы на установившийся режим и фиксируется в регламенте работы системы сбора. Уточненное проходное давление может отличаться от проектного из-за погрешностей в гидравлическом расчете.
Уточненное проходное давление должно быть согласовано с проектной организацией и закреплено в регламенте.
7.1.4. Проходное давление в различных точках систем сбора нефти, газа и воды при нормальной эксплуатации не должно выходить за пределы изменений, установленные в регламенте.
7.1.5. Если проходное давление выходит за пределы изменений, указанные в регламенте, то это свидетельствует о неполадках в работе системы:
а) если давление превышает установленное регламентом для данной точки системы сбора, то это свидетельствует или о произведенных переключениях, не предусмотренных регламентом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах за данной точкой, появившихся в результате отложений парафина, песка, неисправности или перекрытия запорной арматуры;
б) если давление менее установленного регламентом, то это также может быть следствием выполненных переключений, но может быть следствием потери герметичности трубопровода перед или за данной точкой системы.
7.1.6. Во всех случаях изменения давления в трубопроводе обслуживающий персонал должен немедленно доложить диспетчеру, выяснить причину этих изменений и устранить ее при необходимости.
7.2. Очистка трубопроводов от парафина, воды и механических примесей
7.2.1. Организация и проведение очистки трубопровода должны включать в себя следующие основные технологические операции:
оценку состояния внутренней полости трубопровода и определение необходимости очистки;
определение вида отложений в промысловых трубопроводах и состава загрязнений в местах скоплений в газопроводах для выбора технического средства и технологии очистки;
обоснование периодичности очисток промыслового трубопровода или его участка, а также метода очистки (механической, химической, термической и комбинированной);
производство работ по очистке трубопровода;
оценку и регистрацию результатов очистки.
7.2.2. Оценка состояния внутренней полости трубопровода, определение вида отложений в трубопроводе, обоснование периодичности очисток трубопровода проводятся на основании данных контрольной очистки, которая проводится перед введением в практику эксплуатации трубопровода регулярной очистки.
7.2.3. Методы и сроки очистки определяются по фактическому состоянию участков трубопровода.
Если целью очистки полости трубопровода является восстановление его гидравлического сопротивления, то процесс очистки выполняют при:
(ДЕЛЬТА P - ДЕЛЬТА P ) / ДЕЛЬТА P >= 0,06,
n 0 0
где:
ДЕЛЬТА P - фактический перепад давления на данном участке
n
трубопровода в анализируемый период времени, МПа;
ДЕЛЬТА P - теоретический перепад давления при заданном режиме
0
работы на данном участке трубопровода, МПа.Если целью очистки является удаление осадков, способствующих интенсификации коррозионных процессов, то очистку выполняют по мере необходимости, исходя из данных и опыта эксплуатации.
7.2.4. Очистка полости трубопроводов при их эксплуатации должна выполняться специально подготовленным персоналом по инструкциям, разработанным производственным объединением. Инструкции должны предусматривать: организацию работ по пропуску очистных устройств, технологию пуска и приема очистных устройств, методы и средства контроля за прохождением очистных устройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.
7.2.5. Выбор очистных устройств проводится по их техническим характеристикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений.
Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители: шаровые (РШ); манжетные (РМ-ПС), очистные поршни (ОПРМ), разделители с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические (ДЭК, ДЭК-РЭМ) и др.
Очистные скребки универсальны в применении, обеспечивают высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные (ЩС, ЩСП), гибкие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС), скребки многоцелевые рессорные (СМР) и др.
7.2.6. Пропуск очистного устройства допускается при скоростях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов и 4 - 7 м/с - для газопроводов.
7.2.7. Для удаления воды и конденсата газопровод должен быть оборудован дренажными устройствами или конденсатосборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скопления.
Конденсатосборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости, а также возможна перекачка конденсата насосом в ближайший нефтепровод.
Наземная часть конденсатосборника помещается в кожухе с запирающимся устройством для исключения доступа посторонних лиц.
7.2.8. Для размыва и выноса образовавшихся скоплений из трубопровода потоком транспортируемой жидкости необходимо увеличить скорость перекачки выше выносной скорости потока, определяемой экспериментально.
7.2.9. Сооружения для сбора, хранения и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений и их ограждения должны быть исправными и исключать доступ посторонних лиц, на ограждениях должны вывешиваться предупредительные плакаты и знаки.
7.2.10. Очистка полости трубопровода должна выполняться по инструкциям, утвержденным главным инженером нефтегазодобывающего управления (НГДУ) при наличии наряда-допуска и под руководством ответственного работника цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ). Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с диспетчером центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) НГДУ.
7.2.11. Инструкция на проведение очистки полости трубопровода должна предусматривать: организацию очистных работ; технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры); методы и средства устранения отказов оборудования; требования техники безопасности и противопожарные мероприятия; вопросы утилизации вынесенных при очистке загрязнений.
7.2.12. Приказом по управлению из состава ИТР назначаются ответственные по постам за безопасное проведение работ по пуску и приему очистных устройств, определяются составы бригад, закрепленные за постами, с указанием фамилий и должностей.
7.2.13. Переключение технологических линий при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ.
7.2.14. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале в соответствии с п. п. 10.24 - 10.28.
7.2.15. Очистное устройство разрешается пускать при наличии наряда-допуска, оформленного в соответствии с п. п. 10.24 - 10.28, устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой управления, журнала регистрации данных по проведению работ.
7.2.16. Во время проведения очистных работ категорически запрещается:
проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне трубопровода;
присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, линейных задвижек или кранов очищаемого участка трубопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ; переезд трассы трубопровода транспортом и механизмами.
7.2.17. Все виды очистки трубопроводов сопровождаются соответствующими записями в журналах технического обслуживания.
7.3. Уход за трассой трубопроводов. Технический коридор. Патрульная служба. Связь
7.3.1. Трасса подземных промысловых трубопроводов определяется направлением и размерами технического коридора. Под техническим коридором трубопроводов понимается групповая упорядоченная укладка трубопроводов одинакового и различного назначений.
7.3.2. Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5 - 2 м. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации.
7.3.3. Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия. Двумя знаками, по одному с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:
пересечения автомобильных дорог I - III категорий;
переходы через крупные овраги при ширине более 50 м;
переходы через каналы;
переходы через реки с шириной зеркала воды в межень более 10 м.
7.3.4. На обоих берегах перехода шириной в межень более 100 м должны быть установлены реперы, к которым производится высотная привязка по результатам промеров при каждом обследовании перехода. Реперы должны быть установлены в незатопляемой зоне с гарантией их сохранения при возможных разрушениях берегов и повреждениях при ледоходе.
При ширине реки до 100 м допускается установка одного репера.
7.3.5. С целью обеспечения надежности подводных переходов через судоходные и сплавные водные пути необходимо вести контроль за деформацией берегов в створе переходов, изменением русловой части водоема и относительным положением трубопровода.
7.3.6. Арматура на нефтепроводах должна иметь площадки обслуживания, ограждения и надписи с номерами согласно оперативной схеме, указатели направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: "Закрыто" и "Открыто".
7.3.7. К любой точке трассы промысловых трубопроводов (ПТ) должна быть обеспечена возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ, при этом должны максимально использоваться дороги общего пользования. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего трубопровод, должны находиться не ближе 10 м от оси трубопровода.
Крутые склоны должны быть спланированы, через ручьи и речки, при отсутствии переезда, сооружены мосты для прохождения техники.
7.3.8. Трасса несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы ширина последней определяется "Правилами устройства электроустановок".
7.3.9. Для защиты траншеи от размыва и оголения необходимо предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград.
Развивающиеся овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.
7.3.10. Для трубопроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги, ручьи, обязательно устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.
7.3.11. При пересечении трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и размыв трубопровода.
7.3.12. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения трубопроводов, указанная в п. 3.1.21 настоящего документа.
Фактическая глубина заложения должна контролироваться:
визуально - 2 раза в год (весной, осенью);
трассоискателем или шурфованием - 1 раз в 3 года;
на пахотных землях - 1 раз в год.
7.3.13. Для ухода за трассой, периодического осмотра трассы и сооружений трубопроводов, выявления утечек нефти и других нарушений и неисправностей, контроля за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды должна быть создана патрульная служба.
7.3.14. При необходимости и экономической целесообразности для указанных целей может быть применено воздушное патрулирование.
7.3.15. Связь патрульной службы с диспетчером цеха, НГДУ осуществляется посредством носимой или мобильной радиостанций.
7.4. Охранные зоны. Знаки безопасности
7.4.1. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов частично или полностью подготовленной нефти должны быть установлены охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами в соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов":
вдоль трасс трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 50 м от оси трубопровода с каждой стороны;
на землях сельскохозяйственного назначения охранная зона ограничивается условными линиями, проходящими в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;
вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;
вдоль подводных переходов трубопроводов - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.
7.4.2. В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в том числе запрещающие:
перемещать и производить засыпку и поломку опознавательных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных пунктов;
открывать калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений; узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;
устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;
разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию от аварийного разлива транспортируемого продукта;
бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лопатами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;
размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.
7.4.3. В охранных зонах трубопроводов сторонними организациями без письменного согласия организации, их эксплуатирующей, запрещается:
возводить любые постройки и сооружения;
высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содержать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;
сооружать проезды и переезды через трассы трубопроводов, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды.
На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается:
устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте и реконструкции по плану производства работ, утвержденному руководителем предприятия;
производство мелиоративных земляных работ, сооружение оросительных и осушительных систем;
производство всякого рода горных, строительных, монтажных, взрывных работ, планировка грунта;
производство геологосъемочных, поисковых, геодезических и других изыскательских работ, связанных с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта.
7.4.4. Приказом по предприятию назначается лицо, ответственное за эксплуатацию трубопровода, в обязанности которого входит внесение всех изменений, касающихся строительства объектов в охранной зоне, пересечений с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивных изменений объектов трубопроводов в процессе ремонта и реконструкции в исполнительную документацию.
7.4.5. На трассе трубопровода должны быть установлены знаки безопасности. Сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.
7.4.6. ГОСТ 12.4.026-76 устанавливает четыре группы знаков безопасности (запрещающий, предупреждающий, предписывающий, указательный), регламентирует назначение и порядок их применения.
7.4.7. Места расположения знаков безопасности, их номера и размеры, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности устанавливает руководство предприятия по согласованию с соответствующими органами государственного надзора.
7.4.8. Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены. Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекая внимания работающих, и сами по себе не представляли опасности.
7.4.9. Предупреждающие сигнальные знаки должны быть установлены по обеим сторонам охранной зоны на подводных переходах в соответствии с требованием Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси трубопровода и подводного кабеля и должны соответствовать ГОСТу.
7.4.10. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопровода с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Госавтоинспекции:
на переходах через реки - на границе охранной зоны трубопровода, но не ближе 100 м от оси;
на пересечениях с автодорогами I, II, III класса - на расстоянии 300 м от оси трубопровода;
на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси.
7.4.11. Предупредительные знаки, означающие: "Остановка транспорта запрещена", и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва и т.п.
7.4.12. На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов (в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76).
7.5. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов
7.5.1. Наружный осмотр трубопроводов
7.5.1.1. При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли.
7.5.1.2. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы, времени года и срока эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером.
Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса транспортируемого продукта.
При обходах, объездах и облетах должны соблюдаться соответствующие правила безопасности.
7.5.1.3. При осмотре трассы должно быть обращено особое внимание на:
выявление возможных утечек нефти по выходу на поверхность;
выявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождение посторонней техники;
выявление оголений, размывов, оползней, оврагов и т.п.;
состояние подводных переходов через реки, ручьи, овраги;
состояние воздушных переходов через различные препятствия;
состояние пересечений с железными и автомобильными дорогами;
появление неузаконенных переездов;
состояние вдольтрассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, вдольтрассовых дорог, указательных знаков).
7.5.1.4. При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций) следует обращать внимание:
на показания приборов, по которым осуществляется контроль за давлением в трубопроводе;
герметичность незаглубленных участков трубопроводов, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений на запорной арматуре, воздушных переходов через реки, ручьи, овраги;
утечки транспортируемой продукции из кожухов пересечений с железными и автомобильными дорогами.
7.5.1.5. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале.
7.5.1.6. Трубопроводы должны подвергаться, кроме требований, указанных в п. п. 7.5.1.1 - 7.5.1.5, контрольному осмотру специально назначенными лицами не реже одного раза в год. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов.
7.5.1.7. При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено:
состоянию зон выхода трубопроводов из земли;
состоянию сварных швов;
состоянию зон возможного скопления пластовой воды, конденсата, твердых осадков;
состоянию фланцевых соединений;
правильности работы опор;
состоянию и работе компенсирующих устройств;
состоянию уплотнений арматуры;
вибрации трубопроводов;
состоянию изоляции и антикоррозионных покрытий;
состоянию гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фасонных деталей.
7.5.1.8. При контрольном осмотре наружный осмотр выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов трубопроводов с частично подготовленной нефтью, нефтепроводов, газопроводов, водоводов низкого и высокого давления проводится путем вскрытия и выемки грунта, снятия с трубопровода изоляции на длине 2 м. Наиболее подверженные коррозии участки устанавливаются службой технического надзора НГДУ из расчета два участка на 1 км длины трубопровода, но не менее одного участка на каждый трубопровод (одного диаметра).
7.5.1.9. Контрольные осмотры трубопроводов, проложенных на эстакадах, допускается проводить без снятия изоляции. Однако при наличии каких-либо сомнений в состоянии стенок или сварных швов трубопроводов (наружные потеки, отслаивание или вздутие изоляции) изоляция должна быть полностью или частично удалена по указанию работника отдела технического надзора.
7.5.1.10. Контрольные осмотры трубопроводов, подверженных вибрации, их опор, эстакад, фундаментов должны проводиться в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов с замером уровня вибрации и устанавливаться техническим руководством предприятия, но не реже одного раза в 6 месяцев. Выявленные дефекты подлежат немедленному устранению.
7.5.1.11. Контрольный осмотр трубопроводов, проложенных в непроходных каналах или бесканально, приурочивается к проведению ревизии этих трубопроводов.
7.5.1.12. При контрольных осмотрах трубопроводов необходимо замерять толщину стенок труб и глубину язв на теле труб и в сварных швах (внутренняя коррозия) с помощью ультразвукового или радиоизотопного толщиномера.
7.5.1.13. Если при контрольных осмотрах трубопровода обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в нем должно быть снижено до атмосферного, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.
Если для устранения дефекта необходимо проведение огневых работ, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к производству ремонтных работ в соответствии с указаниями "Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах" (утв. Госгортехнадзором России) и дефекты устранены.
За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.
7.5.1.14. Если при контрольном осмотре трубопровода будут обнаружены значительные дефекты или признаки интенсивной коррозии, регламентируемые разделом 7.5.4, все трубопроводы, находящиеся на данном объекте со сходными коррозионными средами и условиями эксплуатации, подлежат дополнительному досрочному осмотру.
7.5.1.15. Дополнительному досрочному осмотру подвергаются трубопроводы при обнаружении повышенной скорости коррозии по образцам-свидетелям или с помощью зонда-коррозиметра.
7.5.1.16. Результаты контрольных осмотров и замеров толщин стенок всех трубопроводов должны фиксироваться в документах соответствующих служб технического надзора и вноситься в паспорт трубопроводов.
7.5.1.17. По результатам осмотров и замеров дается заключение о состоянии трубопроводов. Если обнаружено, что толщина стенки труб или другой детали под действием коррозии или эрозии уменьшилась сверх допустимой (см. раздел 7.5.4), возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом. При наличии на поверхности металла или в зонах сварных швов трещин, вздутий, язв, раковин должна быть проведена выборочная ревизия этого трубопровода.
7.5.2. Ревизия трубопроводов
7.5.2.1. Основным методом контроля за надежной и безопасной работой выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, технологических трубопроводов, трубопроводов подготовленной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.
Ревизии проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками цехов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
7.5.2.2. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями (табл. 7.1).
Таблица 7.1
ПЕРИОДИЧНОСТЬ РЕВИЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ
┌────────────────────┬───────────────────────────────────────────┐ │ Объект ревизии │ Периодичность ревизий трубопроводов по │ │ │ категориям │ │ ├──────────┬──────────┬──────────┬──────────┤ │ │ I │ II │ III │ IV │ ├────────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ │Трубопроводы на │Не реже │Не реже │Не реже │Не реже │ │расстоянии менее │одного │одного │одного │одного │ │200 м от мест │раза в год│раза в год│раза │раза │ │обслуживания людьми │ │ │в 2 года │в 4 года │ │Трубопроводы на │Не реже │Не реже │Не реже │Не реже │ │расстоянии более │одного │одного │одного │одного │ │200 м от мест │раза в год│раза │раза │раза │ │обслуживания людьми │ │в 2 года │в 4 года │в 8 лет │ └────────────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┘
Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо производить не позднее чем через 1 год.
Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.
7.5.2.3. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора и утверждает главный инженер НГДУ. При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скоплений пластовой воды, расслоенные режимы течения, низкие скорости, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.
7.5.2.4. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных "Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности". На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщинометрию.
7.5.2.5. При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо:
освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;
провести тщательный наружный осмотр;
провести (по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, приспособленным для работ в особо тяжелых условиях);
простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу;
при возникновении сомнений в качестве сварных швов произвести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;
проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;
разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;
проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно - прокладок;
испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонтных работ;
объемы работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора.
7.5.2.6. Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора.
7.5.2.7. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода (Прил. 1) и сопоставляют с первоначальными данными (приемки после монтажа или результатами предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии (Прил. 3). Акт ревизии утверждает главный механик НГДУ. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.
7.5.2.8. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое.
7.5.2.9. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом.
7.5.2.10. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.
7.5.2.11. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются.
7.5.2.12. Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами безопасности (см. разделы 7, 8 настоящих Правил).
7.5.2.13. Все участки трубопроводов, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность в соответствии с разделом 7.5.5.
7.5.3. Диагностика промысловых трубопроводов
7.5.3.1. В процессе эксплуатации и при ремонтах промысловых трубопроводов необходимо проводить диагностику их технического состояния.
7.5.3.2. Вид и объем диагностических обследований ПТ определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследования аварийных образцов.
7.5.3.3. Диагностические обследования ПТ проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания (БПО) или может привлекаться и со стороны.
7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:
одного раза в год - для трубопроводов I категории;
одного раза в 2 года -"- II категории;
одного раза в 4 года -"- III категории;
одного раза в 8 лет -"- IV категории.Срок последующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля.
7.5.3.5. Оценка состояния контролируемого участка ПТ может осуществляться одним или несколькими методами технической диагностики, классифицированными ГОСТ 18353-87, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными методами контроля внутрипромысловых трубопроводов являются:
ультразвуковой (ГОСТ 14782-86);
радиографический (ГОСТ 7512-82);
акустический (ГОСТ 20415-82).
В качестве вспомогательного метода контроля можно использовать магнитопорошковый метод (ГОСТ 21105-87).
7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.
7.5.3.7. Работы по диагностике внутрипромысловых трубопроводов должны выполняться с применением портативных приборов неразрушающего контроля, передвижных лабораторий дефектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.
7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля с помощью приборов: УТ-93П, УТ-96, ЛП-1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.
7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состояния внутренней поверхности трубопроводов методом ультразвуковой толщинометрии следует руководствоваться РД "Прогнозирование максимальной глубины коррозии и времени до появления сквозных повреждений трубопроводов по данным ультразвуковой толщинометрии".
Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется путем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработки результатов измерений. Работы выполняются в следующей последовательности:
выделение на обследуемом трубопроводе границ однородных по условиям коррозии участков в соответствии с СТП 51.00.021-85;
определение мест расположения на однородных по условиям коррозии участках контрольных отрезков, исходя из условий их доступности и равномерности расположения в пределах однородного участка. В среднем один контрольный отрезок длиной 3,5 - 4 м должен приходиться на 500 м контролируемого участка трубопровода;
подготовка к проведению измерений, включающая удаление изоляции на контрольных отрезках трубопроводов наземной и надземной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;
проведение измерений и обработка результатов;
восстановление изоляции и засыпка шурфа. На трубопроводах наземной и надземной прокладки и незаглубленных участках подземных трубопроводов рекомендуется обустроить контрольные отрезки для периодического измерения толщин стенок;
графики проведения обследований должны составляться службой технического контроля предприятия и утверждаться его руководителем;
результаты обследования и прогнозирования должны заноситься в паспорт трубопровода.
7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств металла элементов трубопровода следует использовать электромагнитные структуроскопы (МФ-32 КЦ и им подобные).
7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопроводах следует использовать акустический метод контроля (прибор НЗЭ002).
7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить только в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.
7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образцами, изготовленными в соответствии с рекомендациями по применению методов контроля.
7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покрытий внутрипромысловых трубопроводов следует проводить в соответствии с ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии", применяя прибор УКИ-1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шурфованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных технической службы НГДУ.
7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по нижней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7 - 10 мм.
7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвенной коррозии - в случае выхода продукта в другом месте.
При обнаружении коррозионного поражения в контролируемой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.
7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутрипромысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполненные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуговой сваркой плавлением, следует контролировать радиографическим и ультразвуковым методами. Эти же методы используются при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).
7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после визуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвергается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.
7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного соединения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).
7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД-70, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (например, типа КД-33Л).
7.5.3.21. Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА-1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА-01, 02 и др.).
7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК-66ПМ, УД-11ПУ, УД2-12, УД2-17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД-10УА и УД-11УА.
7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей-преобразователей ДП 100-275С, ДП 100-325С.
7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом контроле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диаметру и толщине труб, сваренных в трубопровод.
7.5.3.25. При оценке разности твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ-1, МФЗ1КЦ.
7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД 39-0147014-555-89.
7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутрипромысловых трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.
7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуществляется специально подготовленными дефектоскопистами, которые должны иметь соответствующие удостоверения и проходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить периодическую проверку.
7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал - первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение - конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устанавливается технической службой НГДУ.
В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:
наименование трубопровода;
номер испытательной схемы (координаты контролируемого участка);
диаметр, толщина стенки трубопровода, марка стали;
год ввода в эксплуатацию;
тип изоляционного покрытия;
наличие ЭХЗ;
режим работы трубопровода;
тип и заводской номер прибора;
вид документации, по которой проводился контроль;
параметры контроля;
тип стандартного образца для настройки прибора;
координаты и характеристики обнаруженных дефектов;
оценка качества контролируемого объекта;
даты проведения контроля и выдачи заключения;
фамилия и подпись дефектоскописта;
фамилия и подпись руководителя контрольной службы.
7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов
7.5.4.1. Трубы и детали трубопроводов подлежат отбраковке в следующих случаях.
А. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла величины, определяемой по формулам:
н
n Р альфа Д R x m
н 2 3
дельта = ------------ при -------- >= 0,75;
отб 2 (R + n Р) н
1 R x m
1 2
н
n Р альфа Д R x m
н 2 3
дельта = -------------------- при ------- < 0,75,
отб н н
2 (0,9R x m + n Р) R x m
2 3 1 2
где:
дельта - толщина стенки трубы или детали трубопровода, м,
отб
при которой они должны быть изъяты из эксплуатации;
Р - рабочее давление в трубопроводе, Па;
Д - наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м;
н
n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе,
равный 1,2;
R - расчетное сопротивление материала труб и деталей
1
технологических трубопроводов, Па, определяемое по формуле:
н
R = R x m x m x k ;
1 1 1 2 1
альфа - коэффициент несущей способности; альфа = 1 для труб,
конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для
отводов гладких и сварных альфа = 1,3 при отношении радиуса гиба
R
трубы R к наружному диаметру Д = 1; альфа = 1,15 при -- = 1,5;
н Д
н
R
альфа = 1,0 при -- = 2 и более;
Д
н
н
R - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению
1
временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по
ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.2);
н
R - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению
2
предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб,
принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па
(табл. 7.2);
m - коэффициент условий работы материала труб при разрыве,
1
равный 0,8;
m - коэффициент условий работы трубопровода, величина
2
которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для
токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов - 0,6; для
инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, взрывоопасных
и горючих жидкостей - 0,75; для инертных жидкостей - 0,9;
m - коэффициент условий работы материала труб при повышенных
3
температурах, для условий работы промысловых трубопроводов
принимается равным 1;
k - коэффициент однородности материала труб: для бесшовных
1
труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной
ненормализованной стали k = 0,8, для сварных труб из углеродистой
1
и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k =
1
0,85.Таблица 7.2
МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБОПРОВОДНЫХ СТАЛЕЙ
┌─────────────────────┬──────────────┬──────────┬────────────────┐ │ ГОСТ на трубы │ Марка стали │ н │ н │ │ │ │ R , МПа │ R , МПа │ │ │ │ 1 │ 2 │ ├─────────────────────┼──────────────┼──────────┼────────────────┤ │8731-74 │10 │353 │216 │ │ │20 │412 │245 │ │ │10Г2 │471 │265 │ │8733-74 │10 │350 │206 │ │ │20 │412 │245 │ │ │10Г2 │421 │245 │ │10705-80 │10 │333 │206 │ │(в термообработанном │ВСт3сп │372 │225 │ │состоянии) │20 │412 │245 │ │10705-80 │10 │333 │Согласно │ │(без термообработки) │ВСт3сп │392 │сертификату │ │ │15, 20 │372 │или результатам │ │ │ │ │испытаний │ │550-75 │20 │431 │255 │ │ │10Г2 │470 │260 │ │ │15Х5 │392 │216 │ │ │15Х5М │392 │216 │ │ │15Х5ВФ │392 │216 │ │ │15Х5МУ │588 │412 │ │ │12Х8ВФ │392 │167 │ │9940-81 │08Х18Н10Т │520 │Согласно │ │ │12Х18Н10Т │529 │сертификату или │ │ │10Х17Н13М2Т │529 │результатам │ │ │ │ │испытаний │ │9941-81 │08Х18Н10Т │549 │То же │ │ │12Х18Н10Т │549 │ │ │ │10Х17Н13М2Т │529 │ │ │ТУ 14-3-460-75 │12Х1МФ │441 │260 │ └─────────────────────┴──────────────┴──────────┴────────────────┘
Полученная величина отбраковочного размера не может быть меньше указанной ниже:
наружный диаметр Д , мм <=108 (114) <=219 <=325 <=377 >426
н
наименьшая допустимая 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
толщина стенки
трубопровода, ммБ. Если в результате коррозии или эрозии за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров.
В. Если во время ревизии обнаружены дефекты в их стенке в виде сферических, цилиндрических язв, трещин, свищей, пробоин, вмятин, гофр, рисок, царапин, наличие которых по условиям табл. 7.3 требует отбраковки элемента трубопровода.
Таблица 7.3
КРИТЕРИИ ОТБРАКОВКИ ТРУБ
┌─────────────┬────────┬────────┬───────┬─────────┬───────────┬─────────┬────────┬──────────┐ │ Вид │Расстоя-│Расстоя-│Мини- │Макси- │Максимал. │Максим. │Вид │Примечание│ │ повреждения │ние │ние │мальная│мальная │протяжен. │протяжен.│восста- │ │ │ │между │между │толщина│глубина │поврежд. │поврежд. │новления│ │ │ │ближай- │ближай- │стенки │повреж- │по образую-│по │и │ │ │ │шими │шими │труб │дения c, │щей трубы │направ- │условное│ │ │ │повреж- │повреж- │дельта,│мм │(вдоль │лению │обозна- │ │ │ │дениями,│дениями │мм │ │трубы) │трубы │чение │ │ │ │мм │и свар- │ │ │a, мм │(поперек │ │ │ │ │ │ным │ │ │ │трубы) b,│ │ │ │ │ │швом, мм│ │ │ │мм │ │ │ ├─────────────┼────────┼────────┼───────┼─────────┼───────────┼─────────┼────────┼──────────┤ │Одиночные │Не менее│Не менее│5 │До 30% │60 дельта │10 дельта│Зачистка│Максималь-│ │коррозионные │длины │150 │ │от дельта│45 дельта │15 дельта│поверх- │ная │ │язвы, точки, │наиболь-│ │ │ │30 дельта │20 дельта│ности, │глубина │ │пятна, │шего из │ │ │ │25 дельта │25 дельта│шлифовка│поврежде- │ │механические │повреж- │ │ │До 20% │110 дельта │10 дельта│III │ния │ │риски, │дений │ │ │от дельта│95 дельта │15 дельта│ │уменьшает-│ │царапины, │ │ │ │ │80 дельта │20 дельта│ │ся в два │ │задиры, │ │ │ │ │65 дельта │25 дельта│ │раза в │ │забоины на │ │ │ │ │50 дельта │30 дельта│ │случае │ │поверхности │ │ │ │ │ │ │ │равномер- │ │трубы │ │ │ │ │ │ │ │ной │ │ │ │ │ │ │ │ │ │коррозии │ │Схема опреде-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ления разме- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ров поврежде-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ний (а, в, с)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │(не приводит-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ся) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Одиночные │На одной│Не менее│5 │При ос- │20 │20 │Наплавка│Одиночными│ │язвы │линии │100 │ │тавшейся │ │ │металла │считаются │ │сферической │не менее│ │ │толщине │ │ │Н │поврежде- │ │формы │5 дельта│ │ │стенки │ │ │ │ния, │ │ │ │ │ │не менее │ │ │ │расстояние│ │(Схема не │(Схема │ │ │5 │ │ │ │между │ │приводится) │не при- │ │ │ │ │ │ │которыми │ │ │водится)│ │ │ │ │ │ │превышает │ │ │ │ │ │ │ │ │ │длину │ │ │В ос- │ │ │ │ │ │ │наибольше-│ │ │тальных │ │ │ │ │ │ │го из │ │ │не менее│ │ │ │ │ │ │поврежде- │ │ │10 │ │ │ │ │ │ │ний. В │ │ │дельта │ │ │ │ │ │ │противном │ │ │ │ │ │ │ │ │ │случае │ │ │(Схема │ │ │ │ │ │ │поврежде- │ │ │не при- │ │ │ │ │ │ │ния │ │ │водится)│ │ │ │ │ │ │рассматри-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ваются как│ │Одиночные │На одной│ │ │ │ │ │ │групповые,│ │язвы │линии │ │ │ │ │ │ │равные │ │цилиндричес- │не менее│ │ │ │ │ │ │суммарной │ │кой формы │2 дельта│ │ │ │ │ │ │длине │ │ │ │ │ │ │ │ │ │входящих │ │(Схема не │(Схема │ │ │ │ │ │ │в него │ │приводится) │не при- │ │ │ │ │ │ │поврежде- │ │ │водится)│ │ │ │ │ │ │ний. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Глубина │ │ │В ос- │ │ │ │ │ │ │группового│ │ │тальных │ │ │ │ │ │ │поврежде- │ │ │не менее│ │ │ │ │ │ │ния в │ │ │5 дельта│ │ │ │ │ │ │целом │ │ │ │ │ │ │ │ │ │опреде- │ │ │(Схема │ │ │ │ │ │ │ляется по │ │ │не при- │ │ │ │ │ │ │максималь-│ │ │водится)│ │ │ │ │ │ │ной │ │ │ │ │ │ │ │ │ │глубине │ │ │ │ │ │ │ │ │ │одного │ │ │ │ │ │ │ │ │ │поврежде- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ния │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Язвы │На одной│Не менее│5 │Любая │При D50 │ │Приварка│Трубы, │ │сферические │линии │150 от │ │ │219, 245, │ │заплат З│восстанов-│ │ │ближе 5 │попереч-│ │ │273; 100, │ │ │ленные │ │ │дельта, │ного шва│ │ │325, 351, │ │ │приваркой │ │ │в ос- │ │ │ │377; 150 │ │ │заплат │ │ │тальных │ │ │ │D426 │ │ │и муфт, │ │ │ближе 10│ │ │ │ │ │ │рекомен- │ │ │дельта │ │ │ │ │ │ │дуется │ │ │ │ │ │ │ │ │ │реализо- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │вать │ │ │ │ │ │ │ │ │ │сторонним │ │ │ │ │ │ │ │ │ │организа- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │циям │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Язвы цилинд- │На одной│ │ │ │ │ │ │ │ │рические │линии │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ближе 2 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │дельта, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │в ос- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │тальных │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ближе │ │ │ │ │ │ │ │ │ │5 дельта│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Групповые │ │Не менее│5 │Любая │100 │ │Приварка│ │ │язвы, │ │150 от │ │ │При D219, │ │муфты М │ │ │сплошная │ │попереч-│ │ │245; │ │ │ │ │коррозия по │ │ного шва│ │ │150 │ │ │ │ │периметру │ │ │ │ │D273, 200, │ │ │ │ │трубы │ │ │ │ │325, 351, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │377; │ │ │ │ │ │ │ │ │ │300 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │D425 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Равномерная │ │ │Не │Любая │ │ │Восста- │Участки │ │ручейковая │ │ │ограни-│ │ │ │новлению│труб │ │коррозия │ │ │чено │ │ │ │не │рекомен- │ │ │ │ │ │ │ │ │подлежит│дуется │ │ │ │ │ │ │ │ │ │вырезать │ │ │ │ │ │ │ │ │ │и сдать в │ │ │ │ │ │ │ │ │ │металлолом│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Групповые │До 200 │До 150 │ │Более допустимых │ │То же │То же │ │коррозионные │ │ │ │размеров дефектов, │ │ │ │ │повреждения, │ │ │ │подлежащих шлифовке │ │ │ │ │механические │ │ │ │ │ │ │ │ │риски, │ │ │ │ │ │ │ │ │царапины, │ │ │ │ │ │ │ │ │задиры, │ │ │ │ │ │ │ │ │забоины │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Трещины, │Любое │Любое │Не │Любых │ │ │-"- │-"- │ │свищи, │ │ │ограни-│размеров │ │ │ │ │ │пробоины │ │ │чено │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Вмятины без │То же │То же │То же │То же │ │ │-"- │-"- │ │повреждения │ │ │ │ │ │ │ │ │ │металла трубы│ │ │ │ │ │ │ │ │ │и с любыми │ │ │ │ │ │ │ │ │ │царапинами, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │задирами, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │свищами │ │ │ │ │ │ │ │ │ │и другими │ │ │ │ │ │ │ │ │ │повреждениями│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Гофры │-"- │-"- │-"- │-"- │ │ │-"- │-"- │ └─────────────┴────────┴────────┴───────┴─────────┴───────────┴─────────┴────────┴──────────┘
Г. Если механические свойства материала изменились и не удовлетворяют требованиям проекта.
Д. Если при обследовании сварных швов обнаружены следующие дефекты, не подлежащие исправлению:
трещины длиной более 50 мм в сварном шве или в околошовной зоне основного металла;
непровары размером более 10% от толщины стенки.
7.5.4.2. Отбраковка труб осуществляется специальной комиссией, назначенной руководителем НГДУ в соответствии с инструкцией и графиком, утвержденными главным инженером НГДУ.
7.5.4.3. Фланцы отбраковывают:
при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей;
наличии раковин, трещин и других дефектов;
уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.
7.5.4.4. Литые изношенные корпуса задвижек, вентили, клапаны и литые детали нефтепроводов отбраковывают:
если уплотнительные элементы арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведения технологического процесса и отремонтировать или заменить их невозможно;
если толщина стенки корпуса арматуры достигла значений, равных или меньших, чем указаны в табл. 7.4.
Таблица 7.4
ПРЕДЕЛЬНЫЕ ОТБРАКОВОЧНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ТОЛЩИН СТЕНОК КОРПУСА АРМАТУРЫ
┌──────────────────────────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬────┬────┐ │ Условный диаметр Д , мм │80 │200│400│500│700│800│1000│1220│ │ у │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼────┼────┤ │Предельная отбраковочная │3 │4,5│6 │7 │8,5│10 │11 │14 │ │толщина стенки, мм │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(при P = 10 МПа) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ раб │ │ │ │ │ │ │ │ │ └──────────────────────────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴────┴────┘
7.5.4.5. Крепежные детали отбраковывают:
при появлении трещин, срывов или коррозионного износа резьбы;
при остаточных деформациях, приводящих к изменению профиля резьбы;
изгибе болтов и шпилек;
износе боковых граней болтов и гаек.
7.5.4.6. Резьбовые соединения трубопроводов отбраковывают при срыве и коррозионном износе резьбы, а также прохождении непроходного калибра типа P-P.
7.5.4.7. Все работы, связанные с отбраковкой труб, должны выполняться с соблюдением требований безопасности.
7.5.4.8. После проведения обследования и отбраковки должен быть составлен акт ревизии и отбраковки по форме Прил. 3.
7.5.5. Периодические испытания трубопроводов
7.5.5.1. Надежность работы выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, внутрипромысловых напорных нефтепроводов, нефтепроводов товарной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов должна проверяться путем периодических гидравлических испытаний на прочность и плотность.
Периодические испытания трубопроводов приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода. Периодичность проведения испытаний должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой в соответствии с указаниями п. 7.5.2.2 для данного трубопровода, но не реже одного раза в восемь лет.
7.5.5.2. Все трубопроводы испытываются на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления. Выкидные линии скважин и водоводы высокого давления испытываются в течение 6 часов.
Нефтесборные коллекторы, внутрипромысловые напорные нефтепроводы, нефтепроводы товарной нефти, водоводы низкого давления, газопроводы испытываются в течение 24 часов.
Для небольших месторождений при невозможности длительных остановок трубопроводов для испытания из-за наличия только одной "нитки" продолжительность испытаний на прочность и плотность может быть изменена по решению руководства НГДУ.
7.5.5.3. После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов.
7.5.5.4. Периодические испытания проводятся под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актом (Прил. 4).
7.5.5.5. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода, на основании соответствующего акта делает запись о результатах испытания и назначает срок следующего испытания в паспорте трубопровода, а для трубопроводов, на которые паспорт не составляется, в эксплуатационном журнале.
7.5.6. Ремонтные работы на трубопроводах
7.5.6.1. Объемы ремонтных работ на ПТ и сроки их выполнения определяет НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности, в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности. Ремонт промысловых трубопроводов осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.
7.5.6.2. Сведения о проведенных ремонтных работах в пятнадцатидневный срок должны быть внесены в исполнительную техническую документацию и паспорт трубопровода.
7.5.6.3. Текущий ремонт (ТР) - минимальный по объему и содержанию плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений и неисправностей. Текущий ремонт подразделяется на:
профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению;
непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и выполненный в срочном порядке.
К текущему ремонту ПТ относятся:
работы, выполняемые при техническом обслуживании;
ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводом;
устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;
очистка внутренней полости трубопроводов от парафина, грязи, воды и воздуха;
проверка состояния и ремонт изоляции ПТ шурфованием;
ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и смазки;
ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, переходов трубопроводов через водные преграды;
проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец, осмотр компенсаторов;
замер толщины стенок ПТ ультразвуковым толщиномером;
подготовка линейных объектов ПТ к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним паводком;
окраска линейных сооружений.
Мероприятия по техническому обслуживанию и текущему ремонту ПТ проводятся в основном без остановки перекачки.
7.5.6.4. Капитальный ремонт (КР) - наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.
К капитальному ремонту линейной части ПТ относятся:
все работы, выполняемые при текущем ремонте;
вскрытие траншей, подземных ПТ, осмотр и частичная замена изоляции;
ремонт или замена дефектных участков трубопровода и запорной арматуры, их переиспытание и электрификация арматуры;
замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;
просвечивание сварных швов;
продувка или промывка, испытание ПТ на прочность и плотность;
окраска надземных ПТ;
ремонт колодцев и ограждений;
берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах ПТ через водные преграды;
сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами;
ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.
7.5.6.5. Особое внимание и повышенные требования необходимо предъявить к ремонту на параллельных нитках и пересечениях трубопроводов.
При проведении вскрышных работ ось параллельного трубопровода должна быть отмечена вешками, а при подходе к пересечению трубопроводов механизированная выемка грунта должна быть прекращена на расстоянии более 1 м до оси пересекаемого трубопровода. Ремонтные работы должны выполняться в присутствии владельца параллельного или пересекаемого трубопровода.
Положение параллельного и пересекаемого трубопровода определяется трассоискателями.
7.5.6.6. При ремонте изоляционного покрытия и замене его на новое наружная поверхность трубопровода должна быть тщательно очищена с помощью очистных машин от остатков земли, старой изоляции и продуктов коррозии.
7.5.6.7. Очистка трубопровода в зоне заплат, вантузов, хомутов и других препятствий должна выполняться вручную.
Ручную очистку допускается производить скребками или другим инструментом. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов.
7.5.6.8. Степень очистки поверхности трубы перед нанесением нового покрытия должна соответствовать виду защитного покрытия и требованиям, приведенным в табл. 7.5.
Таблица 7.5
ТРЕБОВАНИЯ К ОЧИСТКЕ НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДА
┌────────────────────────┬───────────┬───────────────────────────┐ │Вид противокоррозионного│ Степень │ Характеристика очищенной │ │ покрытия │ очистки │ поверхности │ │ │ стальной │ │ │ │поверхности│ │ ├────────────────────────┼───────────┼───────────────────────────┤ │Ленточные (холодного │3 │ Не более чем на 5% │ │нанесения) │ │поверхности трубы имеются │ │ │ │пятна и полосы прочно │ │ │ │сцепленной окалины, точки │ │ │ │ржавчины, видимые │ │ │ │невооруженным глазом; при │ │ │ │перемещении по поверхности │ │ │ │прозрачной пластины │ │ │ │размером 25 x 25 мм на │ │ │ │любом из участков окалиной │ │ │ │и ржавчиной занято не более│ │ │ │10% площади пластины │ │Битумно-мастичные, │4 │ Не более чем на 10% │ │пластобитные │ │поверхности трубы имеются │ │и антикоррозионные │ │пятна и полосы прочно │ │смазки │ │сцепленной окалины │ │ │ │и ржавчины, видимые │ │ │ │невооруженным глазом; при │ │ │ │перемещении на поверхности │ │ │ │прозрачной пластины │ │ │ │размером 25 x 25 мм на │ │ │ │любом из участков окалиной │ │ │ │и ржавчиной занято не более│ │ │ │30% площади пластины │ └────────────────────────┴───────────┴───────────────────────────┘
7.5.6.9. Под битумно-мастичные, пластобитные и ленточные покрытия холодного нанесения плотное консервационное покрытие, прочно связанное с трубой, не снимается, если оно не снижает адгезионных свойств наносимой изоляции; труба должна очищаться лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины; после очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.
7.5.6.10. Поверхность трубопровода, имеющая острые выступы, заусенцы, задиры, брызги металла и шлака, должна быть опилена и зачищена.
7.5.6.11. При выполнении работ по очистке трубопровода перед нанесением изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.
7.5.6.12. Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности трубопровода.
7.5.6.13. В зависимости от вида, размеров и взаимного расположения дефектов собственно трубопровода выбирают один из следующих методов ремонта трубопроводов: зачистка поверхности трубы, шлифовка; заварка (наплавка) коррозионных повреждений; приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт), бандажирование; замена катушки, трубы или плети.
7.5.6.14. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изоляцией производятся в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10% минимальной толщины стенки трубы.
7.5.6.15. Заварка коррозионных повреждений допускается в следующих случаях:
если максимальный размер (диаметр, длина) дефекта не превышает 20 мм;
остаточная толщина трубы в месте повреждения не менее 5 мм;
расстояние между смежными повреждениями не менее 100 мм.
Разрешается заварка коррозионных повреждений трубопроводов, транспортирующих частично подготовленную нефть, товарную нефть и пластовую воду (жидкостные потоки без газовых включений) под давлением в соответствии с РД 39-0147103-360-89.
7.5.6.16. В случае невыполнения указанных ограничений и обнаружения групповых повреждений, свищей, трещин длиной до 50 мм, а также сплошной коррозии допускается применение накладных усилительных элементов (заплат, муфт), которые могут служить только как временные средства устранения утечек продукта и в дальнейшем должны быть вырезаны и отремонтированы вваркой катушки.
7.5.6.17. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглыми. Размер заплаты (без технологических сегментов) вдоль трубы a допускается в пределах: 100 мм <= a <= 150 мм. При этом радиус закругления заплат r должен быть равен 0,5a.
Если используются заплаты с размерами больше указанных, то должны применяться технологические сегменты. Технологические сегменты должны устанавливаться на трубопроводе и охватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 7.1 (здесь и далее рисунки не приводятся).
7.5.6.18. При применении муфты без технологических колец длина ее допускается в диапазоне: 150 мм <= a <= 300 мм.
При длине муфты более 300 мм и диаметре трубопровода более 377 мм используются технологические кольца.
Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами дана
на рис. 7.2. Длина технологических колец должна составлять 0,2D
вн
(D - внутренний диаметр).
вн7.5.6.19. Размер заплаты или муфты выбирается таким, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее чем на 20 мм по периметру. Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты, колец и сегментов должен быть равномерным по продольному направлению и лежать в интервале от 2 до 3,5 мм. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.
7.5.6.20. Заплаты, хомуты, муфты, технологические кольца, сегменты и катушки должны быть изготовлены из трубы, механические свойства, химический состав и толщина стенки которой такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.
7.5.6.21. Врезка катушек, замена труб и плети должны производиться при обнаружении:
трещин, свищей и механических повреждений (вмятин, гофр, рисок, царапин, задиров, забоин), если их размеры превышают значения, допустимые строительными нормами и правилами (см. раздел 7.5.4);
трещин длиной более 500 мм в сварном шве или в основном металле трубы;
разрывов кольцевого (монтажного) шва;
разрывов продольного (заводского) шва и металла трубы;
вмятин глубиной более 3,5% диаметра трубы;
вмятин любых размеров при наличии на них царапин, задиров и свищей;
царапин, задиров и забоин глубиной более 5 мм.
7.5.6.22. Ремонт по каждому линейному объекту производится согласно годовому графику планово-предупредительных работ (ППР), который утверждается главным инженером НГДУ.
7.5.6.23. График ППР разрабатывается на основе титульных списков капремонта, плана-графика очистки внутренней полости ПТ, дефектных ведомостей, результатов обследования линейной части, включая подводные переходы.
7.5.6.24. Текущий ремонт линейных сооружений выполняется силами и средствами аварийно-восстановительных бригад (АВБ) с привлечением при необходимости специальных подразделений и служб.
7.5.6.25. Капитальный ремонт ПТ выполняется силами и средствами ремонтно-строительных подразделений НГДУ и сторонних специализированных организаций.
7.5.6.26. Огневые работы при ремонте линейных сооружений промысловых трубопроводов должны выполняться в соответствии с действующими "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства", "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности".
7.5.6.27. В цехе по ремонту трубопроводов должен вестись строгий учет технического обслуживания и ремонтов внутрипромысловых трубопроводов на закрепленных участках по месяцам.
7.5.6.28. План организации ремонтных работ составляется в произвольной форме и включает:
наименование объекта, места проведения работ, даты, время их начала и окончания;
краткие технические и конструктивные требования к ремонтируемым (восстанавливаемым) элементам трубопроводного объекта;
указания о материальном обеспечении работ;
расстановку оборудования, механизмов, средств связи, охранных постов, пунктов отдыха и приема пищи, а также списочный состав персонала, участвующего в работе, с указанием фамилий и должностей лиц, ответственных за проведение работ;
порядок и последовательность осуществляемых переключений (отключений, включений) участков трубопроводов, технологического оборудования, средств электрохимической защиты и др.;
подробную схему подлежащего ремонту узла (участков трубопроводов);
параметры испытаний отремонтированных узлов (участков трубопроводов).
7.5.6.29. Руководитель ремонтных работ несет ответственность за организацию, обеспечение необходимым оборудованием, механизмами, инструментами, приспособлениями, КИПиА, материалами, транспортными средствами, двусторонней телефонной или радиосвязью, СИЗ и средствами коллективной защиты, противопожарными и спасательными средствами, знаками безопасности и плакатами, а также средствами оказания доврачебной помощи.
7.5.6.30. Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных веществ в количестве, способном создать взрывоопасную концентрацию, необходимо выполнять с применением спецоборудования, инструмента (в том числе электрифицированного), КИПиА и других средств во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной смеси, а также инструмента и приспособлений, не дающих искр.
7.5.6.31. На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, сертификаты), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.
7.5.7. Консервация, демонтаж трубопроводов
7.5.7.1. При временном прекращении эксплуатации трубопроводы должны быть подвергнуты консервации.
7.5.7.2. На период консервации должна быть обеспечена защита от коррозии как наружной, так и внутренней поверхностей стенок трубопровода.
Для трубопроводов, подвергнутых временной консервации, должен быть соблюден режим охранной зоны.
7.5.7.3. На период временной консервации трубопровод заполняется консервантом (подготовленной нефтью, ингибированной водой).
7.5.7.4. Для предотвращения утечек консерванта трубопровод должен быть отсечен от остальной системы трубопроводов концевыми заглушками. Часть консерванта, определяемая расчетом, из трубопровода должна быть выпущена перед установкой концевых заглушек для предотвращения разрушения его частей при термическом расширении консерванта при изменении его температуры. Секущие задвижки, установленные на трубопроводе, должны быть приоткрыты на 1/4 - 1/2 оборота штурвала для обеспечения выравнивания давления в различных его частях путем перетока продукта при его неравномерном нагревании в трубопроводе.
7.5.7.5. За трубопроводом, находящимся в консервации, должно быть установлено постоянное наблюдение:
а) в первые 10 дней после консервации необходимо ежедневно проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц;
б) периодически, но не реже одного раза в месяц, следует измерять давление консерванта.
7.5.7.6. После технико-экономического обоснования целесообразности замены или прекращения существования трубопровод, превысивший срок амортизации, подлежит демонтажу.
7.5.7.7. К демонтажу трубопровода организация, проводящая работы, имеет право приступить только после приемки трубопровода или его участка по акту и получения всей необходимой технической документации от заказчика.
7.5.7.8. Способы и схемы проведения демонтажа устанавливаются проектом.
7.5.7.9. Специальный проект на демонтаж составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией по каждому трубопроводу с учетом местных условий и согласовывается с проектной организацией.
7.5.7.10. К проекту на демонтаж трубопровода прилагается пояснительная записка, которая должна содержать следующие разделы:
общие данные о техническом состоянии трубопровода и благоприятное время года для его демонтажа;
порядок и методы производства демонтажа линейной части трубопровода по отдельным видам работ;
объем работ, сметная стоимость работ, общая трудоемкость в человеко-днях;
потребность в рабочих основных специальностей;
применяемые при демонтаже механизмы;
транспортная схема и схема расположения площадок под складирование труб вдоль трассы;
мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожарной безопасности при демонтажных работах в целом;
мероприятия по охране окружающей среды.
7.5.7.11. Подготовительные работы на трассе демонтируемых трубопроводов должны технологически увязываться с общим потоком работ по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов.
7.5.7.12. Перед тем как приступить к демонтажу, необходимо:
обследовать трассу и определить на местности условия производства работ и места подъезда к трассе;
уточнить разбивку трасс демонтируемого трубопровода, ЛЭП, линий связи и мест расположения подземных и наземных сооружений, пересекаемых трассой демонтируемого трубопровода;
убедиться, что демонтируемый трубопровод отсечен от сети;
восстановить и закрепить указатели осей трубопровода;
расчистить полосу над демонтируемым трубопроводом от пней, валунов, отдельных деревьев и завалов, обеспечив тем самым беспрепятственное продвижение техники с закрепленным к ней извлекающим трубопровод из земли устройством;
подготовить временные приобъектные площадки под складирование и погрузку извлеченного, порезанного на секции трубопровода.
7.5.7.13. При разбивке следует соблюдать следующие требования:
установить на поверхности земли специальные знаки на пересечениях трубопроводов с существующими подземными коммуникациями;
обозначить углы поворота трассы вешками или привязать ее к постоянным объектам на местности. Вешки устанавливаются на прямолинейных участках трубопроводов на расстоянии 50 м друг от друга строго по оси трубопровода, а на участках с малой глубиной залегания или сильно пересеченным микрорельефом - через 25 м.
7.5.7.14. Глубину залегания (без вскрытия) и ось трубопровода определяют трассо- и трубоискателями типа ВТР-1УМ, ТИ-12 или УТ-3.
7.5.7.15. Перед демонтажем трубопровод должен быть опорожнен от газов и нефтепродуктов, а полость очищена от их капель и паров.
Значения взрывоопасных концентраций паров и газов приведены в табл. 7.6.
Таблица 7.6
ЗНАЧЕНИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПАРОВ И ГАЗОВ
┌─────────────────────────────────────────────┬──────────────────┐ │ Газ, пары, жидкости │ Предел │ │ │взрываемости смеси│ │ │ с воздухом, % │ ├─────────────────────────────────────────────┼──────────────────┤ │Природный газ │3,8 - 24,6 │ │Нефтяной газ │3,8 - 24,6 │ │Метан │4,8 - 16,7 │ │Пропан │2,0 - 9,5 │ │Бутан │1,5 - 8,5 │ │Пропан-бутан │1,5 - 8,5 │ │Бензиновая фракция нефти │0,7 - 6,0 │ │Керосиновая фракция нефти │1,4 - 5,5 │ └─────────────────────────────────────────────┴──────────────────┘
7.5.7.16. После получения разрешения на производство огневых работ можно приступать к подготовке трубопровода под демонтаж, а именно:
разрезать на демонтируемые части с расчетом повторного использования годных труб;
обрезать от части, расположенной в местах пересечения с другими трубопроводами, линиями связи, переходами через дороги и т.д.;
освободить трубопровод от пригрузов при их наличии. Вывезти пригрузы из зоны производства работ в места складирования.
7.5.7.17. При резке трубопровод должен быть вскрыт не менее чем до половины диаметра. В верхней части трубопровода вырезать технологический люк и через него произвести разрезание нижней части.
7.5.7.18. При использовании для резки труб энергии взрыва надлежит руководствоваться "Едиными правилами безопасности при взрывных работах".
7.5.7.19. После демонтажа трубопроводов запрещается оставлять выступающие над поверхностью земли трубы, незасыпанные выемки.
В случае вынужденно оставленных торчащих труб и незасыпанных выемок должны быть установлены предупредительные знаки (мигалки и т.д.).
7.5.7.20. При демонтаже трубопроводов должна быть проведена техническая рекультивация всей территории ведения работ, уборка мусора, захоронение строительных остатков. При работах следует по возможности минимально сократить нарушения растительного покрова.
7.5.8. Обслуживание и ревизия арматуры
7.5.8.1. Запорная арматура промысловых трубопроводов является наиболее ответственным элементом коммуникаций. Поэтому в НГДУ и ЦДНГ должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного и тщательного надзора за ее исправностью, а также своевременным и качественным проведением ее ревизий и ремонта.
7.5.8.2. При применении запорной арматуры с сальниковым уплотнением шпинделя особое внимание обращается на состояние набивочного материала - на его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку.
Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТ 5152-77.
Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, используется при рабочих температурах не выше плюс 200 °C.
Для температур выше плюс 200 °C и давлений до 10 МПа можно применять прографиченную асбестовую набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.
7.5.8.3. Сальниковая набивка запорной арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура должны быть нарезаны на оправке заготовки колец со скошенными под углом 45° концами.
Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку вразбежку линий разреза с уплотнением каждого кольца. Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6 - 1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм. Сальник следует подтягивать равномерно без перекосов грундбуксы. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя.
7.5.8.4. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом запорной арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры (Прил. 33).
7.5.8.5. Запорную арматуру для создания плотности следует закрывать с нормальным усилием. Применение рычагов при открывании арматуры не допускается.
7.5.8.6. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, обратных клапанов, приводных устройств следует осуществлять во время ревизии трубопроводов, остановки агрегатов и установок на ремонт.
7.5.8.7. Ревизию, ремонт, отбраковку, испытание арматуры следует проводить в специализированных мастерских в объеме и порядке, предусмотренных руководством по ремонту "Арматура запорная. Общее руководство по ремонту". По усмотрению технического надзора допускается ревизия арматуры на месте установки.
7.5.8.8. Арматура, работающая в условиях высокоагрессивных сред (скорость коррозии более 0,5 мм/год) на трубопроводах любой категории, должна проходить ревизию в следующем объеме:
а) внешний осмотр;
б) разборка для осмотра и ремонта уплотнительных деталей;
в) тщательный осмотр состояния отдельных деталей (внутренней поверхности корпуса и крышки, шпинделя, клина или клапана, их крепления, уплотнительных поверхностей корпуса, сальника, ходовой гайки, крепежных деталей и т.п.);
г) замер толщины корпуса и крышки при обнаружении следов коррозии и эрозии, выбраковка и замена изношенных деталей (результаты замера заносят в паспорт или эксплуатационный журнал трубопровода);
д) сборка арматуры после устранения дефектов, опрессовка с целью определения плотности уплотнительных поверхностей затвора и прочности корпуса.
7.5.8.9. Ревизия остальной арматуры проводится в том же объеме выборочно по усмотрению отдела технического надзора. В первую очередь проводится ревизия арматуры, работающей в наиболее тяжелых условиях, соблюдается принцип чередования.
Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (Прил. 5).
7.5.8.10. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, могут быть подвергнуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом-изготовителем.
7.5.8.11. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно-механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.
7.5.8.12. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.
7.5.8.13. На стальной литой арматуре допускается исправление дефектов электросваркой:
единичных (до двух) раковин на уплотнительных и опорных поверхностях;
газовых и иных раковин местного характера, давших течь при гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных раковин, занимающих в сумме не более 10% поверхности отливки, при условии, что расстояние между кромками дефектных мест после их разделки не менее 50 мм;
дефектов в стойках и маховичках;
дефектов на опорных поверхностях гнезда под кольцо и корпусах задвижек и клапанов путем наплавки всей опорной поверхности.
7.5.8.14. Дефектные места для исправления сваркой должны быть подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и т.п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла. При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких переходов по краям разделки.
7.5.8.15. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре. Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.
7.5.8.16. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность. Опрессовку арматуры следует производить при открытом запорном устройстве.
Значение опрессовочного давления при проверке на прочность принимают по табл. 7.7.
Таблица 7.7
ЗНАЧЕНИЯ ОПРЕССОВОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ПРОВЕРКЕ НА ПРОЧНОСТЬ
┌─────────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐ │Условное │0,10│0,16│0,25│0,40│0,63│1,00│1,60│2,50│4,00│6,30│10,0│ │давление P , │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ у │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │МПа │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├─────────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Опрессовочное│0,20│0,30│0,40│0,60│0,90│1,50│2,40│3,80│6,00│9,50│15,0│ │давление P ,│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ пр │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │МПа │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └─────────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘
Испытания на плотность проводят при рабочем давлении.
7.5.8.17. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (Прил. 5). Акт хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на трубопроводы.
7.6. Применение энергии взрыва при ремонте и эксплуатации трубопроводов
7.6.1. Резка трубопроводов взрывом может осуществляться труборезами кумулятивными кольцевыми наружными (ТрККН) жесткой конструкции по ТУ 88.085.350-85 (допущенными Госгортехнадзором СССР к постоянному применению журнальным Постановлением N 343/86 от 06.01.86) либо шнуровыми кумулятивными зарядами (ШКЗ) гибкой конструкции по ТУ 84-988-84 (допущенными к постоянному применению Госгортехнадзором СССР журнальным Постановлением N 309/84 от 18.05.84).
Инициирование труборезов осуществляется электродетонаторами мгновенного действия по ГОСТ 9089-75 с помощью переносной взрывной машинки типа КПМ-1, ВМК-500, СВМ-2 и др.
7.6.2. Труборезы ТрККН и ШКЗ применяются при поперечной резке стальных трубопроводов и трубчатых конструкций диаметром до 1420 мм и толщиной стенки до 25 мм.
Резка с помощью ТрККН и ШКЗ внутрипромысловых трубопроводов разрешается при условии:
опорожнения и последующей полной очистки и дегазации трубопровода;
полного заполнения трубопровода водой, нефтью, нефтепродуктами или их смесями;
заполнения трубопровода горючими газами при избыточном их давлении 200 - 500 Па;
опорожнения трубопровода от перекачивающей горючей жидкости с последующим заполнением внутренней полости трубопровода в зоне реза высокократной воздушно-механической пеной;
если трубопроводы и пустотелые (из труб) конструкции не содержат горючих паров и жидкостей.
Запрещается применять ТрККН и ШКЗ:
на местности, содержащей взрывчатые газы в радиусе разлета осколков;
ближе 5 м от закрытой задвижки;
на трубопроводах, погруженных в жидкость в пределах ремонтного котлована.
7.6.3. Работы по резке трубопроводов, не содержащих горючие смеси, а также трубопроводов, полностью заполненных водой, нефтью, газом при избыточном давлении 200 - 500 Па, должны выполняться в соответствии со следующими документами: "Труборезы кумулятивные кольцевые наружные. Техническое описание и инструкция по эксплуатации шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ) при резке трубопроводов. ТУ 84-988-84 ИЭ".
7.6.4. Работы по резке трубопроводов, полностью или частично опорожненных от нефти или при наличии в них горючей паровоздушной смеси, должны выполняться в соответствии с документами: "Инструкция по резке взрывом трубопроводов, опорожненных от нефти", "Заряд кумулятивный шнуровой. Инструкция по резке трубопроводов с остатками нефти на стенках с применением шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ). ТУ 84-988-84 ИЭ".
7.6.5. Работы по вырезке взрывом отверстия внутри отвода при подсоединении новых линий к действующим коммуникациям выполняются труборезами кумулятивными кольцевыми седлообразными (ТрККС) по ТУ 88 УССР 085.390-85 в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации СВ 72.00.000.ТО "Устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы". Труборезы ТрККС и устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы допущены Госгортехнадзором России к постоянному применению.
7.6.6. Все мероприятия по организации и выполнению работ с использованием взрывчатых материалов должны осуществляться в соответствии с документами:
"Единые правила безопасности при взрывных работах";
"Инструкция о порядке хранения, использования и учета взрывчатых материалов";
"Правила перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом" и соответствующими инструкциями.
7.6.7. Взрывание с использованием кумулятивных зарядов производится по заранее разработанным проектам, утвержденным руководителем предприятия, на котором ведутся взрывные работы, или по согласованию с ним главным инженером организации, ведущей взрывные работы.
7.6.8. Перед началом взрывных работ должны быть установлены границы опасной зоны. Эти границы на местности должны быть отмечены условными знаками.
7.6.9. На границах опасной зоны на время взрывных работ должны быть выставлены посты охраны из хорошо проинструктированных лиц.
7.6.10. При производстве взрывных работ обязательно применение звуковых или световых (в темное время суток) сигналов.
7.6.11. Все электроустановки, кабели, контактные и другие воздушные провода, находящиеся в пределах опасной зоны, обесточиваются. Две близрасположенные станции катодной защиты должны быть отключены. Контроль отклонения проводится путем замера потенциала "труба-земля", потенциал не должен превышать 0,5 В.
7.6.12. При необходимости выполнения взрывных работ вблизи зданий, сооружений, оборудования, находящихся в пределах опасной зоны, следует предусмотреть меры по защите их от осколков.
При выполнении взрывных работ на одном из параллельно расположенных трубопроводов в пределах ремонтного котлована следует предусмотреть мероприятия по гарантированной защите остальных трубопроводов от поражающего действия осколков и ударной волны. При необходимости использования защитных конструкций они должны удовлетворять требованиям "Единых правил безопасности при взрывных работах" и быть согласованы с местными контролирующими органами.
7.6.13. Взрывные работы разрешается проводить при отсутствии в пределах опасной зоны горючих паров и газов или наличии их не выше предельно допустимой концентрации по санитарным нормам для рабочей зоны.
7.6.14. Резка трубопроводов и трубчатых конструкций может осуществляться одним или одновременным подрывом двух или более труборезов. При одновременном подрыве нескольких труборезов электродетонаторы должны соединяться в сеть последовательно.
7.6.15. Во время подготовки и проведения взрывных работ все другие работы в радиусе опасной зоны запрещаются.
7.6.16. При взрывных работах на участках повышенной опасности из-за блуждающих токов (вблизи линий электропередачи, электрифицированных железных дорог и т.п.) рекомендуется применять электродетонаторы пониженной чувствительности.
7.6.17. Резка трубопроводов, полностью заполненных нефтью, нефтепродуктами или газом, должна производиться под слоем воздушно-механической пены кратностью 70 - 100, толщиной не менее 1 м над трубой.
7.6.18. Резка трубопроводов, заполненных жидкостью, должна производиться при статическом давлении жидкости, не превышающем 20% рабочего.
7.6.19. Работы по резке труб выполняются специальной группой, в состав которой входят ответственный руководитель взрывных работ, взрывники, рабочие, прошедшие инструктаж в установленном порядке.
К производству взрывных работ допускаются лица, имеющие "Единую книжку взрывника" с правом производства взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях и прошедшие обучение и инструктаж по данному виду работ.
К руководству взрывными работами допускаются лица с горнотехническим образованием или после специальных курсов, дающих право ответственного ведения взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях.
7.6.20. Организация, ведущая взрывные работы, должна обеспечить хранение взрывчатых материалов, гарантирующее их от хищения и порчи. Взрывчатые материалы должны храниться только на специальных складах, в ящиках или сейфах в соответствии с требованиями "Единых правил безопасности при взрывных работах".
На право хранения взрывчатых материалов (ВМ) на складах и в сейфах предприятия должны иметь письменное разрешение местных органов милиции.
7.6.21. Порядок хранения ВМ, отпуска, учета и охраны в местах хранения определяются инструкциями, согласованными с местными органами контролирующей организации.
7.6.22. Все действующие и вновь вводимые в эксплуатацию склады для постоянного и временного хранения ВМ должны быть зарегистрированы на основании акта их приемки в контролирующих органах.
На каждом складе разрешается хранить не более того количества ВМ, на которое органами милиции выдано разрешение.
7.6.23. Все базисные и расходные склады, а также склады для кратковременного хранения ВМ должны охраняться круглосуточно военизированной охраной.
Охрану передвижных складов ВМ осуществляют заведующие складами, взрывники или ответственные за перевозку ВМ круглосуточно, имея при себе огнестрельное оружие.
7.6.24. При прекращении взрывных работ неизрасходованные ВМ должны быть вывезены со склада или переданы другому предприятию в установленном порядке.
7.6.25. Предприятия, ведущие взрывные работы, до начала работ обязаны получить от контролирующих органов разрешение на право производства взрывных работ с указанием срока действия.
7.6.26. Для приобретения взрывчатых материалов организация, ведущая взрывные работы, должна иметь разрешение от местных органов МВД на приобретение и перевозку требуемого количества ВМ со сроком действия до 6 месяцев.
7.6.27. Доставка взрывчатых материалов автомобильным транспортом осуществляется в соответствии с требованиями "Инструкции о порядке перевозки опасных грузов автомобильным транспортом" и "Правил перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом" (утв. Госгортехнадзором России).
7.6.28. Ответственность за нарушение порядка хранения, учета и использования взрывчатых материалов несут должностные лица в зависимости от характера нарушений и их последствий в дисциплинарном, административном или судебном порядке.
7.7. Защита от внешней и внутренней коррозии
7.7.1. Комплекс мероприятий по защите от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает:
технологические методы - мероприятия, направленные на предупреждение увеличения коррозионной активности среды или ее уменьшение;
специальные методы защиты, включающие применение покрытий, футеровок, химических реагентов (ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода), электрохимическую защиту;
контроль коррозионной активности и физико-химических свойств среды.
7.7.2. Мероприятия по защите от коррозии должны планироваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам:
водно-нефтяных эмульсий при обводненности выше точки инверсии фаз и в случае разделения эмульсии в трубопроводе на нефть и воду;
газа, содержащего влагу, сероводород и (или) двуокись углерода, кислород при температуре и давлении ниже точки росы для воды;
пластовых и сточных вод, содержащих сероводород, двуокись углерода, кислород, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ);
пресной воды при индексе насыщения (индекс Ланжелье) J < 0;
неподготовленной морской воды.
Коррозионная активность транспортируемой среды определяется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.
7.7.3. В случае транспортировки газа при парциальном давлении сероводорода более 300 Па, обводненной нефти и воды, содержащих сероводород в концентрации, соответствующей растворимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па, следует предусматривать меры предотвращения коррозионного растрескивания трубопроводов в соответствии с нормами "Проектирования промысловых стальных трубопроводов".
7.7.4. Защита внутрипромысловых трубопроводов от внутренней коррозии осуществляется с помощью технологических методов борьбы с коррозией, антикоррозионных внутренних покрытий и ингибиторов коррозии.
7.7.5. Защита промысловых трубопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает:
поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока;
сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для утилизации ее путем закачки в пласт;
регулирование гидродинамического движения продукции скважин во времени с учетом изменения в процессе эксплуатации свойств продукции, ее обводненности, газового фактора и дебита;
в газопроводах - выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;
очистку трубопроводов от механических примесей и продуктов коррозии.
7.7.6. Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды не допускается:
совместный сбор продукции скважин, содержащих и не содержащих сероводород;
смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой, содержащей ионы железа, кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектом;
смешивание пластовых и сточных вод, содержащих сероводород с водой, содержащей кислород.
7.7.7. На месторождениях, в продукции которых отсутствует реликтовый сероводород, для предупреждения заражения продуктивных горизонтов сероводородвосстанавливающими бактериями (СВБ) и появления сероводорода биогенного происхождения при заводнении должны использоваться источники водоснабжения, не содержащие СВБ. При отсутствии таковых должно проводиться обеззараживание воды бактерицидами.