Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94
7.7.8. Антикоррозионные покрытия и футеровки следует применять для защиты:
внутренней поверхности;
выкидных линий скважин;
трубопроводов для сбора нефти, газа, перекачки воды;
запорной арматуры и деталей насоса.
Рекомендации по выбору покрытий приведены в Прил. 6.
7.7.9. При футеровании стальных труб полиэтиленом предусмотрено соединение в плети длиной 30 - 36 м. Подготовка концов плетей под сварку выполняется в цеховых условиях.
7.7.10. При реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов с использованием футерованных и остеклованных труб следует предусмотреть наружную изоляцию трубных плетей в зоне сварного стыка.
7.7.11. После сварки остеклованных труб в полевых условиях требуется обязательный контроль сплошности покрытия в зоне стыка методом коронарного разряда. При появлении утечек тока рекомендуется дополнительный нагрев зоны стыка для достижения сплошности.
7.7.12. Нефтепромысловые трубопроводы, подлежащие покрытию лакокрасочными материалами в полевых условиях, должны монтироваться из бесшовных труб в соответствии со стандартами: "Трубы стальные бесшовные горячекатаные", "Трубы стальные бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные".
Трубопроводы сложного профиля длиной более 5000 м должны быть разделены на участки в соответствии с проектным заданием. Соединения участков трубопровода должны предусматриваться на фланцах с целью возможности монтажа камер пуска - приема очистных и окрашивающих устройств.
Монтаж трубопроводов должен выполняться из труб с одинаковой толщиной стенки. Разница в толщине стенок не должна превышать +/- 1,5 мм.
Радиусы поворотов трубопровода должны равняться не менее 20 диаметрам труб.
Повороты трубопровода должны быть выполнены из гнутых элементов. Процесс гнутья элементов трубопровода не должен повышать его эллипсность.
Вмятины на концах труб должны быть выправлены разжимными приспособлениями или вырезаны.
Образование внутреннего грата при сварке стыков не допускается. Усиление корня шва не должно превышать 1 мм.
Полость трубопровода после окончания сварочно-монтажных работ должна быть очищена и трубопровод испытан на прочность и герметичность гидравлическим способом.
Проведение сварочных работ на изолированном трубопроводе не допускается.
7.7.13. Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие эмульсию типа "нефть в воде" и промысловые газопроводы.
7.7.14. Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, разработанной для каждого ингибитора.
7.7.15. Ингибиторы коррозии в защищаемый трубопровод или систему трубопроводов подаются при помощи установок БР-2,5, БР-10, БР-25 (ОСТ 26-02-376-72) в соответствии с технологическим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора. Рекомендуемая форма технологического регламента на применение ингибиторов в системе поддержания пластового давления (ППД) приведена в Прил. 7.
7.7.16. Контроль за соблюдением технологии применения ингибиторов осуществляется в следующей последовательности:
проверить исправность технических средств закачки ингибиторов и узлов контроля за скоростью коррозии;
установить фактический удельный расход ингибитора и его соответствие режиму закачки, рекомендованному инструкцией по применению и технологическим регламентом;
оценить защитное действие ингибитора путем сравнения скоростей коррозии образцов-свидетелей, установленных на контрольных точках нефтепровода до и при подаче в систему ингибитора.
Защитный эффект на конечном участке нефтепровода должен быть не менее 80%.
7.7.17. Контроль технологического процесса может быть осуществлен путем определения концентрации ингибитора в воде, отобранной с конечного участка нефтепровода.
7.7.18. Оперативный контроль защитного действия ингибиторов коррозии осуществляется в соответствии с РД 39-0147103-362-86 по образцам-свидетелям путем сравнения скоростей коррозии по ним до и во время подачи ингибитора коррозии в систему.
7.7.19. Защита промысловых трубопроводов (ПТ) от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты, которые предусматриваются проектом и монтируются на ПТ до их сдачи в эксплуатацию (см. раздел 5.11).
7.7.20. В процессе эксплуатации ПТ необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормальным функционированием средств ЭХЗ, который осуществляет служба электрохимической защиты НГДУ.
7.7.21. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия ПТ проводится существующими методами, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта (УКИ), или осмотром изоляционного покрытия и поверхности металла труб в шурфах, отрываемых в наиболее опасных местах.
7.7.22. Эффективность работы средств ЭХЗ обеспечивается их периодическими осмотрами и контрольными замерами. Замер потенциалов на контактных устройствах должен производиться не реже четырех раз в месяц на дренажных установках, двух раз в месяц - на катодных установках, одного раза в месяц - на протекторных установках.
7.7.23. Ремонт средств ЭХЗ должен проводиться по графику ППР, составленному в соответствии с РД 39-30-142-79 "Основные положения о планово-предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов".
7.7.24. Сведения о работе, причинах отказов, показания приборов катодных установок и результаты измерения разности потенциалов "сооружение-земля" в точке дренажа записываются в журнал контроля работы, находящийся внутри установки ЭХЗ.
7.7.25. Контроль состояния электрохимической защиты в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ 25812-83.
8. СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ НА ТРУБОПРОВОДАХ
8.1. Сварка. Общие требования
При производстве сварочных работ следует руководствоваться следующими документами: "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности", "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства", "Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности" и другой нормативно-технической литературой.
Требования настоящих Правил распространяются:
на сварку кольцевых стыков бесшовных электросварных и спиральношовных труб, а также труб, фитингов и запорной арматуры из горячекатаных, в том числе с контролируемой прокаткой, нормализованных и термически упрочненных низкоуглеродистых сталей с нормативным значением временного сопротивления на разрыв до 588 МПа (60 кгс/кв. мм) и термоупрочненных до 637 МПа (65 кгс/кв. мм) диаметром от 14 до 1420 мм;
на производство специальных сварочных работ при монтаже и ремонте трубопроводов: ремонт труб и сварных швов (заплавка каверн, приварка заплат, хомутов, вварка катушек); приварка свечей и ответвлений к магистральной части трубопроводов; сварка захлестов; приварка специальной запорной арматуры; присоединение средств электрохимзащиты.
8.2. Сварочные материалы
8.2.1. При сварке трубопроводов следует применять сварочные материалы, соответствующие действующим ГОСТам и техническим условиям, прошедшие контроль качества перед их применением.
На сварочные материалы должен иметься (в соответствии с ГОСТ 9466) сертификат завода-изготовителя, в котором указываются марка, химический состав и механические свойства наплавленного металла.
8.2.2. Для сварки кольцевых стыков промысловых трубопроводов следует применять следующие виды сварочных материалов:
электроды с целлюлозным видом покрытия (Ц) для ручной дуговой сварки неповоротных стыков или с основным видом покрытия (Б) для ручной дуговой сварки поворотных и неповоротных стыков;
флюс и сварочную проволоку для автоматической сварки под флюсом поворотных стыков труб;
самозащитную порошковую проволоку для автоматической и механизированной сварки неповоротных стыков труб с принудительным формированием шва;
защитный газ и сварочную проволоку для автоматической и полуавтоматической сварки в защитных газах.
Применение сварочных материалов без сертификата завода-изготовителя запрещается.
8.2.3. При отсутствии сертификатов материалы можно использовать только после предварительной проверки химического состава сварочной проволоки и наплавленного металла, механических свойств сварного шва или наплавки, сварочно-технологических свойств электродов. Проверка производится в соответствии с ГОСТ 9466. Результаты проверки должны отвечать требованиям ГОСТ 9467, ГОСТ 10052, ГОСТ 2246 или техническим условиям на сварочные материалы. Проволоку проверяют поплавочно, электроды - по партиям.
8.2.4. Для сварки и ремонта поворотных и неповоротных стыков труб при любых условиях прокладки трубопровода допускается применение электродов с покрытием основного вида.
Электроды с покрытием целлюлозного вида допускается применять только для сварки неповоротных стыков труб при подземной прокладке трубопроводов (Прил. 8).
8.2.5. Тип электродов должен соответствовать нормативному значению временного сопротивления разрыву металла свариваемых труб.
8.2.6. Диаметр электрода должен соответствовать толщине стенки свариваемых труб и назначению (для сварки корневого шва, заполняющих слоев и т.д.).
8.2.7. Сварочные электроды, флюсы, порошковую проволоку непосредственно перед их использованием в производстве необходимо прокаливать согласно режимам, приведенным в Прил. 9.
8.2.8. Электроды используются после сушки (прокалки) в сроки, указанные в Прил. 10. Дальнейшее их применение разрешается только после проведения повторной сушки (прокалки).
8.2.9. Сварочные материалы (электроды, флюсы, порошковую проволоку сплошного сечения) следует выдавать сварщику в количестве, необходимом для односменной работы. Неиспользованные за смену электроды с покрытием основного вида и порошковую проволоку следует хранить в сушильных камерах, а флюс - в закрытой таре.
При хранении прокаленных электродов с покрытием основного вида и порошковой проволоки в сушильных шкафах (с температурой плюс 135 - плюс 150 °C), а флюсов - в закрытой таре, срок их хранения не ограничивается.
Сварочная проволока перед сваркой должна быть очищена от загрязнений, смазки и ржавчины.
8.2.10. Назначение и области применения электродов должны соответствовать данным, приведенным в Прил. 8 (табл. 1, 2).
Сварочные материалы для сварки стыков труб с различным нормативным значением временного сопротивления разрыву выбирают в соответствии с табл. 1 Прил. 8:
при различных значениях толщин стенок стыкуемых труб - по более прочной трубе;
при одинаковых значениях толщин стенок стыкуемых труб - по менее прочной трубе.
8.3. Подготовка труб под сварку и сварка
8.3.1. Для сварки могут быть использованы трубы и детали трубопроводов, дефекты на поверхности которых не превышают размеров допусков, регламентируемых ГОСТами, ТУ на поставку труб и деталей трубопроводов.
8.3.2. Перед сборкой необходим визуальный контроль поверхности труб, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры в соответствии с требованиями СНиПов. Обнаруженные дефекты должны быть исправлены в соответствии с требованиями Прил. 11.
8.3.3. Забоины и задиры фасок глубиной до 5 мм ремонтируются с применением электродов с основным покрытием и подогревом, рекомендуемым при сварке данных труб.
8.3.4. В монтажных условиях разделка кромок труб должна соответствовать рис. 8.1, а независимо от толщины стенки трубы. Размер В на рис. 8.1, б зависит от толщины стенки трубы.
Если изменяется форма заводской разделки кромок (см. рис. 8.1, а и б), для последующей двусторонней автоматической сварки под флюсом или в защитных газах эта операция должна быть выполнена механическим способом.
8.3.5. Соединение труб с разной толщиной стенок с деталями трубопроводов или труб с запорной и распределительной арматурой выполняется в соответствии с Прил. 11.
8.3.6. При сборке труб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться следующие требования:
смещение внутренних кромок бесшовных труб не должно превышать 2 мм. Допускается на длине не более 100 мм местное внутреннее смещение кромок, не превышающее 3 мм;
величина наружного смещения в этом случае не нормируется, однако должен быть обеспечен плавный переход поверхности шва к основному металлу в соответствии с технологической картой;
смещение кромок сварных труб не должно превышать 20% нормативной толщины стенки, но не более 3 мм. Измерения величины смещения кромок допускается проводить по наружным поверхностям труб сварочным шаблоном.
Для труб с нормативной толщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40% нормативной толщины стенки, но не более 2 мм.
8.3.7. Сборку труб следует производить в соответствии с Прил. 11, для сборки труб диаметром 1420 мм с толщиной стенки 21,5 мм и выше следует применять внутренние центраторы типа ЦВ (Прил. 12).
Без применения внутренних центраторов можно осуществлять только сборку захлестов. Применение наружных центраторов обязательно независимо от диаметра труб.
8.3.8. Величины зазоров в стыках при сборке в случае сварки электродами приведены в табл. 8.1.
Таблица 8.1
ЗАЗОРЫ В СТЫКАХ ТРУБ ПРИ СВАРКЕ
┌────────────────┬──────────────┬────────────────────────────────┐ │ Способ сварки │ Диаметр │ Величина зазора при толщине │ │ │ электрода │ стенки труб, мм │ │ │или сварочной ├──────────┬──────────┬──────────┤ │ │ проволоки, мм│ до 8 │ 8 - 10 │10 и более│ ├────────────────┼──────────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ │Ручная дуговая │2,0 - 2,5 │1,5 - 2,5 │- │- │ │сварка │3,0 - 3,25 │2,0 - 3,0 │2,5 - 3,5 │3,0 - 3,5 │ │электродами │ │ │ │ │ │с основным │ │ │ │ │ │покрытием │ │ │ │ │ │Ручная дуговая │3,0 - 3,25 │1,5 - 2,0 │- │- │ │сварка │4,0 │- │1,5 - 2,5 │1,5 - 2,5 │ │электродами с │ │ │ │ │ │целлюлозным │ │ │ │ │ │покрытием │ │ │ │ │ └────────────────┴──────────────┴──────────┴──────────┴──────────┘
8.3.9. Сборку стыков при двусторонней автоматической сварке под флюсом следует выполнять без зазора. На отдельных участках стыка длиной до 100 мм допускается зазор не более 0,8 - 1,0 мм.
8.3.10. Величина зазора при сборке стыков на трубосварочных базах зависит от способа и технологии выполнения подварочного слоя:
если подварку изнутри трубы выполняют вручную, то ее следует осуществлять сразу после сварки корня шва, при этом стыки собирают с зазором, рекомендованным для ручной дуговой сварки электродами с основным покрытием;
если подварку изнутри трубы выполняют автоматической сваркой под флюсом, то сборку стыка следует выполнять с зазором не менее 1,5 мм.
8.3.11. Сборку стыков при автоматической сварке в защитных газах производят без зазора. Допускаются локальные зазоры до 0,5 мм.
8.3.12. Сборку под двустороннюю автоматическую сварку выполняют с помощью одной прихватки в соответствии с ВСН 006-89 на режимах сварки первого наружного слоя шва. Длина прихватки должна быть не менее 200 мм.
8.3.13. При сборке стыков на наружных центраторах количество прихваток, равномерно распределенных по периметру стыка, и их длина зависят от диаметра трубы и должны соответствовать данным, приведенным в табл. 8.2.
Таблица 8.2
КОЛИЧЕСТВО ПРИХВАТОК ПРИ СБОРКЕ ТРУБ
┌─────────────────────┬────────────────────┬─────────────────────┐ │ Длина стыков, мм │ Ориентировочное │ Длина прихватки │ │ │ количество │ не менее, мм │ │ │прихваток, не менее │ │ ├─────────────────────┼────────────────────┼─────────────────────┤ │До 400 │2 │30 - 50 │ │400 - 1000 │3 │60 - 100 │ │1000 - 1400 │4 │100 - 200 │ └─────────────────────┴────────────────────┴─────────────────────┘
8.3.14. Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 150 мм.
8.3.15. Просушка торцов труб нагревом до температуры плюс 20 - плюс 50 °C обязательна:
при наличии влаги на трубах независимо от способа сварки и прочности основного металла;
при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5 °C в случае сварки труб с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/кв. мм) и выше.
8.3.16. Предварительный подогрев выполняют перед прихваткой и ручной дуговой сваркой корневого слоя шва. Необходимость подогрева и его параметры определяются по табл. 8.3 и 8.4 (не распространяется на термоупрочненные стали) в зависимости от эквивалента углерода стали, толщины стенок стыкуемых труб, температуры окружающего воздуха, вида покрытия электродов.
Таблица 8.3
ТЕМПЕРАТУРА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ПРИ СВАРКЕ
КОРНЕВОГО ШВА ЭЛЕКТРОДАМИ С ЦЕЛЛЮЛОЗНЫМ ВИДОМ ПОКРЫТИЯ, °C
Экви- валент угле- рода метал- ла труб, % | Температура предварительного подогрева при толщине стенки трубы, мм | ||||||||||||||||||
от 7,1 до 8 | от 8,1 до 9 | от 9,1 до 10 | от 10,1 до 11 | от 11,1 до 12 | от 12,1 до 13 | от 13,1 до 14 | от 14,1 до 15 | от 15,1 до 16 | от 16,1 до 17 | от 17,1 до 18 | от 18,1 до 19 | от 19,1 до 20 | от 20,1 до 21 | от 21,1 до 22 | от 22,1 до 23 | от 23,1 до 24 | от 24,1 до 25 | от 25,1 до 26 | |
0,32 0,36 | -15° /////// | -10° /////// | -5° /////// | 0° /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | |||||||||
0,37 0,41 | -20° /////// | 0° /////// | 20° /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | ||
0,42 0,46 | -10° /////// | +20° /////// | /////// /////// | /////// /////// | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | |
0,47 0,51 | +20° /////// | /////// /////// | /////// /////// | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ | ХХХХХХХ ХХХХХХХ |
Условные обозначения:
┌───────┐
│ │ - подогрев не требуется;
└───────┘
┌───────┐
│-5° │ - подогрев до +100 °C при температуре окружающего
│///////│ воздуха ниже указанной над чертой;
└───────┘
┌───────┐
│///////│ - подогрев до +100 °C независимо от температуры
└───────┘ окружающего воздуха;
┌───────┐
│\\\\\\\│ - подогрев до +150 °C независимо от температуры
└───────┘ окружающего воздуха;
┌───────┐
│ХХХХХХХ│ - подогрев до +200 °C независимо от температуры
└───────┘ окружающего воздуха.Таблица 8.4
ТЕМПЕРАТУРА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ПРИ СВАРКЕ КОРНЕВОГО
ШВА ЭЛЕКТРОДАМИ С ОСНОВНЫМ ВИДОМ ПОКРЫТИЯ, °C
Эквива- лент угле- рода металла труб, % | Температура предварительного подогрева при толщине стенки трубы, мм | ||||||||||||||||
до 10 | от 10,1 до 11 | от 11,1 до 12 | от 12,1 до 13 | от 13,1 до 14 | от 14,1 до 15 | от 15,1 до 16 | от 16,1 до 17 | от 17,1 до 18 | от 18,1 до 19 | от 19,1 до 20 | от 20,1 до 21 | от 21,1 до 22 | от 22,1 до 23 | от 23,1 до 24 | от 24,1 до 25 | более 25 | |
0,37 - 0,41 | -35° /////// | -25° // /////// | -15° /////// | -10° /////// | 0° /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | ///// ///// | ||||||
0,42 - 0,46 | -35° /////// | -15° /////// | 0° /////// | +10° /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | ///// ///// | |||
0,47 - 0,51 | -20° /////// | 0° /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | /////// /////// | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\\\ \\\\\\\ | \\\\\ \\\\\ |
Условные обозначения:
┌───────┐
│ │ - подогрев не требуется;
└───────┘
┌───────┐
│-10° │ - подогрев до +100 °C при температуре окружающего
│///////│ воздуха ниже указанной над чертой;
└───────┘
┌───────┐
│///////│ - подогрев до +100 °C независимо от температуры
└───────┘ окружающего воздуха;
┌───────┐
│\\\\\\\│ - подогрев до +150 °C независимо от температуры
└───────┘ окружающего воздуха.8.3.17. Если для сварного шва необходимы и просушка, и подогрев, то обязательной является только последняя операция.
8.3.18. При сварке корневого слоя шва термически упрочненных труб с нормативным пределом прочности 637 МПа (65 кгс/кв. мм) электродами с целлюлозным видом покрытия независимо от температуры окружающего воздуха необходим предварительный подогрев стыка до температуры не ниже плюс 100 °C, но не выше плюс 200 °C.
При сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия при температуре окружающего воздуха плюс 5 °C и ниже температура кромок труб стыка непосредственно перед сваркой должна быть не ниже плюс 50 °C, но не более плюс 200 °C.
8.3.19. Предварительный подогрев при сварке стыков труб на трубосварочных базах следует применять только непосредственно перед прихваткой и ручной дуговой сваркой корневого слоя шва на базах типа ССТ-ПАУ и БНС.
8.3.20. Перед автоматической сваркой под флюсом заполняющих слоев шва на базах типа ССТ-ПАУ, а также при двусторонней автоматической сварке под флюсом кольцевых стыков труб на базах типа БТС предварительный подогрев не требуется.
8.3.21. Температуру предварительного подогрева перед сваркой труб из различных марок сталей или разностенных труб, каждая из которых должна быть подогрета на различную температуру, устанавливают по ее максимальному значению.
8.3.22. Параметры предварительного подогрева при полуавтоматической сварке в углекислом газе определяются по табл. 8.4, регламентирующей подогрев при сварке корневого шва электродами с основным видом покрытия.
8.3.23. Температуру подогрева свариваемых кромок рекомендуется контролировать контактными термометрами типа ТП-1 или термокарандашами (см. Прил. 13).
Замерять температуру следует на расстоянии 10 - 15 мм от торца трубы; место замера необходимо предварительно зачистить.
8.3.24. Если при замере температуры стыка непосредственно перед сваркой будет обнаружено, что она ниже температуры, указанной в табл. 8.3 и 8.4, то необходим повторный нагрев.
8.3.25. Рекомендуемые режимы сварки труб для различного вида покрытий электродов и различных видов сварки приведены в Прил. 14.
8.4. Качество сварки. Методы обследования и контроля сварных соединений
8.4.1. Контроль качества сварных стыков трубопроводов проводится в соответствии со СНиПом:
систематическим операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки трубопроводов;
визуальным осмотром и обмером сварных соединений;
проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля;
по результатам механических испытаний.
8.4.2. При пооперационном контроле качества сварки трубопроводов проверяют:
качество подготовки кромок под сварку и качество сборки (угол скоса, совпадение кромок, зазор в стыке перед сваркой, правильность центровки труб, расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);
качество и технологию сварки (сварочного режима, порядка наложения швов, послойную зачистку шлака);
качество сварных соединений.
Пооперационный контроль должен проводиться инженерно-техническим работником, ответственным за сварку или под его наблюдением.
8.4.3. Стыки, выполненные дуговой сваркой, очищаются от шлака и подвергаются внешнему осмотру. При этом они не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0,5 мм, недопустимых смещений кромок, кратеров и выходящих на поверхность пор.
Усиление шва должно быть высотой в пределах от 1 до 3 мм и иметь плавный переход к основному металлу.
8.4.4. Стыки, выполненные стыковой сваркой оплавлением, после снятия внутреннего и наружного грата должны иметь усиление высотой не более 3 мм. Смещение кромок после сварки не должно превышать 25% толщины стенки и быть не более 3 мм.
8.4.5. При контроле физическими методами стыков трубопроводов, выполненных дуговыми методами сварки, годными считаются сварные швы, в которых в соответствии со СНиПом отсутствуют трещины любой глубины и протяженности; глубина шлаковых включений не превышает 10% толщины стенки трубы при их суммарной длине не более 1/6 периметра стыка.
Во всех случаях максимальный размер пор не должен превышать 2,7 мм.
Допускается местный непровар в корне шва глубиной до 10% толщины стенки трубы, но не более 1 мм, суммарной длиной 1/6 периметра стыка.
В стыках трубопровода диаметром 1000 мм и более на участках, выполненных с внутренней подваркой, непровары в корне шва не допускаются.
8.4.6. Исправление дефектов в стыках, выполненных дуговыми методами сварки, допускается в следующих случаях:
если суммарная длина дефектных участков не превышает 1/6 периметра стыка;
если длина выявленных в стыке трещин не превышает 50 мм.
При наличии трещин суммарной длиной более 50 мм стыки подлежат удалению.
8.4.7. Исправление дефектов в стыках, выполненных дуговыми методами сварки, следует производить следующим образом:
подваркой внутри трубы дефектных участков в корне шва;
наплавкой ниточных валиков высотой не более 3 мм при ремонте наружных и внутренних подрезов;
вышлифовкой и последующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами;
при ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм засверливаются два отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны, дефектный участок вышлифовывается полностью и заваривается вновь;
обнаруженные при внешнем осмотре недопустимые дефекты должны устраняться до проведения контроля неразрушающими методами.
8.4.8. Все исправленные участки стыков должны быть подвергнуты внешнему осмотру, радиографическому контролю. Повторный ремонт стыков не допускается.
8.5. Квалификация сварщиков и их допуск к сварке трубопроводов
8.5.1. Аттестацию сварщиков перед допуском их к сварке трубопроводов или перед допуском к специальным работам следует осуществлять в соответствии с "Положением об аттестации электросварщиков".
8.5.2. К сварке трубопроводов допускаются сварщики, сдавшие экзамены в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России, имеющие удостоверение и выдержавшие испытания, регламентируемые требованиями СНиПа.
8.5.3. При производстве сварочных работ каждый сварщик должен сварить допускной стык для труб диаметром до 1000 мм или половину стыка для труб диаметром 1000 мм и выше в условиях, тождественных условиям сварки на трассе, если:
он впервые приступил к сварке трубопровода или имел перерыв в своей работе более трех месяцев;
сварка труб осуществляется из новых марок сталей или с применением новых сварочных материалов, технологии, оборудования;
изменился диаметр труб под сварку;
изменена форма разделки торцов труб под сварку.
Сваренный допускной стык должен подвергаться контролю и механическим испытаниям в соответствии со СНиП III-42-80.
8.5.4. Если сварщик сварил допускной стык одной маркой или сочетанием марок сварочных материалов, входящих в соответствующую группу, он квалифицируется на сварку всеми сварочными материалами (или их сочетанием), входящими в данную группу.
8.5.5. Повторная проверка знаний сварщиков и результатов испытаний контрольных стыков должна проводиться постоянно действующими комиссиями:
периодически, не реже одного раза в 12 месяцев;
при перерыве в работе по специальности свыше 6 месяцев;
перед допуском к работе после временного отстранения сварщика за нарушение технологии и низкое качество работ.
Результаты аттестации сварщиков оформляются протоколом за подписью всех членов комиссии.
8.5.6. Дополнительную проверку знаний сварщика и сварку им контрольных образцов в условиях, аналогичных ремонтным, необходимо проводить:
при переходе на новые для него способы сварки или виды работ;
при сварке трубопроводов из новых материалов или при существенном изменении технологии сварки;
при сварке трубопроводов с применением новых присадочных материалов.
Дополнительная проверка знаний должна проводиться в объеме программы, утвержденной главным инженером предприятия.
8.5.7. В случае неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний контрольного стыка (при надлежащем качестве сварочных материалов, установленном предварительной проверкой) сварщик к работе не допускается. Он может быть допущен к сварке трубопроводов только после дополнительного обучения и получения положительных результатов при сварке контрольных стыков, но не ранее чем через месяц с момента отстранения от работы.
Результаты всех дополнительных испытаний оформляют протоколом.
9. ПОРЯДОК УЧЕТА, РАССЛЕДОВАНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТКАЗОВ
И ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
9.1. Классификация аварий
9.1.1. Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта продукции скважин считается нарушение работоспособности, связанное с внезапной полной или частичной остановкой трубопровода из-за нарушения герметичности трубопровода или запорной и регулирующей арматуры или из-за закупорки трубопровода.
9.1.2. Повреждением называется нарушение исправного состояния ПТ при сохранении его работоспособности и не сопровождаемое материальным и экологическим ущербом.
9.1.3. Отказы ПТ делятся на некатегорийные и категорийные, сопровождаемые несчастными случаями и пожарами.
К категорийным относятся отказы, которые расследуются в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России, а все остальные отказы - некатегорийные - расследуются в соответствии с РД 39-0147103-392-86.
9.1.4. Некатегорийные отказы подразделяются по видам нарушений:
разрывы и трещины по основному металлу труб, по продольным и кольцевым сварным швам;
негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней;
негерметичность запорной и регулирующей арматуры;
потеря герметичности трубопровода от внешних механических воздействий;
потеря пропускной способности трубопровода из-за образования закупорок.
9.1.5. Некатегорийные отказы ПТ подразделяются на отказы 1-й и 2-й групп.
К отказам 1-й группы относятся отказы на внутриплощадочных напорных внутри- и межпромысловых нефтепроводах на участке от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального пункта сбора (ЦПС) или от комплексного сборного пункта (КСП) и далее до магистральных нефтепроводов.
К отказам 2-й группы относятся отказы на газопроводах, на нефтесборных трубопроводах на участке от групповой замерной установки (ГЗУ) до ДНС, а также на водоводах.
9.2. Расследование аварий
9.2.1. Расследование отказов и повреждений ПТ проводится с использованием исследований: визуального (макроскопического), лабораторного (микроскопического), аналитического, экспертного и других методов.
9.2.2. Все отказы трубопроводов, происшедшие при приемосдаточных испытаниях, подлежат отдельному расследованию и учету.
9.2.3. Некатегорийные отказы 1-й группы расследуются постоянно действующей комиссией НГДУ, назначаемой приказом по НГДУ в составе заместителя начальника (председателя), а также специалистов подразделений эксплуатации (ремонта), техники безопасности, службы охраны окружающей среды, бухгалтерии.
9.2.4. Некатегорийные отказы 2-й группы расследуются постоянно действующей комиссией ЦДНГ в составе старшего инженера цеха (председателя), а также мастера (механика) цеха по ремонту трубопроводов, мастера по добыче нефти.
9.2.5. Отказы на выкидных линиях скважин до ГЗУ, а также повреждения на всех трубопроводах, выявленные в процессе эксплуатации, расследуются комиссией в составе механика (старшего инженера) цеха - председателя, мастера по добыче нефти или мастера по ремонту трубопроводов и оператора и регистрируются в журнале произвольной формы.
9.2.6. Повреждения, выявленные в процессе технического обслуживания (опрессовка, врезка и т.п.) и ремонта ПТ, должны устраняться в плановом порядке и учитываться в журнале планово-предупредительных работ.
9.2.7. К работе комиссий по техническому расследованию отказа (в зависимости от характера, причин и последствий) могут быть привлечены представители:
Госкомприроды;
органов государственной пожарной охраны;
технической инспекции совета профсоюза;
органов государственного санитарного надзора;
органов по использованию и охране водных ресурсов;
землепользователей;
заводов - изготовителей труб и арматуры, если причиной отказа, повреждения явились заводские дефекты;
строительно-монтажных организаций, принимавших участие в строительстве данного трубопровода, если причиной отказа, повреждения явился брак, допущенный при строительстве;
проектных институтов, принимавших участие в проектировании данного трубопровода, если причиной отказа послужили недостатки проектных решений;
научно-исследовательских организаций.
9.2.8. Комиссия обязана:
установить организационные и технические причины, вызвавшие аварию и выявить конкретных виновников;
наметить необходимые мероприятия по предупреждению подобных аварий в дальнейшем;
по окончании расследования отказа составить, подписать и утвердить акт в 2 экземплярах по форме, указанной в Прил. 15.
9.2.9. В тех случаях, когда непосредственно на месте разрушения невозможно установить причину отказа трубопровода и металл трубы передается для лабораторного исследования, необходимо консервационной смазкой закрыть поверхность излома, не допускать ударов по металлу, сверления технологических отверстий, особенно в зонах очага разрушения.
9.2.10. Вырезка катушки или образцов из разрушившегося поврежденного трубопровода оформляется актом.
9.2.11. Первый экземпляр акта должен храниться в отделе, ответственном за учет и отчетность по авариям в НГДУ, второй - в цехе, где произошел отказ.
9.2.12. По результатам расследования некатегорийных отказов НГДУ при необходимости издает приказ или циркулярное письмо с указанием причины отказа, виновных лиц и мероприятий, подлежащих выполнению (со сроками и ответственными лицами), и доводит их до сведения своих подразделений с целью предупреждения подобных отказов.
9.3. Отчетность перед контролирующими органами об авариях, утечках, разливах
9.3.1. Все отказы вне зависимости от времени, затраченного на их ликвидацию, и вида отказа необходимо зарегистрировать в журнале учета отказов ПТ в течение 24 часов с момента их возникновения.
Форма журнала учета для некатегорийных отказов ПТ приводится в Прил. 16.
9.3.2. Журнал учета отказов ПТ следует прошнуровать, пронумеровать страницы, заверить подписью ответственного лица.
9.3.3. Регистрация, учет, отчетность, ведение и хранение документов по отказам и повреждениям ПТ возлагаются на отдел и конкретно ИТР этого отдела, ответственность которых определяется приказом по НГДУ, положением об отделе и должностными инструкциями.
9.3.4. На основании актов расследования отказов, журнала их учета и других документов лицо, ответственное за отчет в НГДУ, ежемесячно до пятого числа следующего месяца представляет в производственное объединение (ПО) отчет по форме Прил. 14.
9.3.5. ПО ежемесячно до 10 числа следующего месяца представляет в центральное диспетчерское управление (ЦДУ) отчет по имевшимся за отчетный период отказам по форме Прил. 15.
9.3.6. ЦДУ на основании месячных отчетов производственных объединений суммирует количество отказов по отрасли в целом с подсчетом количества недополученной нефти и затрат на ликвидацию отказов за месяц и с начала года по форме Прил. 18. Определение недобора нефти и потерь от разлива производится в соответствии с РД 39-069-91.
9.4. Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах
9.4.1. Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах должны выполняться аварийно-восстановительными бригадами (АВБ), входящими в цех по ремонту трубопроводов (ЦРТ) НГДУ, или другими подразделениями НГДУ.
9.4.2. В подразделениях главным инженером НГДУ должны быть разработаны и утверждены планы ликвидации аварий в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России. В планах должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.
9.4.3. В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:
вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет выхода нефти или газа с поврежденного участка;
мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода нефти или газа, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий;
действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности;
мероприятия по тушению нефти в случае ее загорания;
места нахождения служб и средства для ликвидации аварий;
распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;
список должностных лиц и учреждений, которые должны быть оповещены об аварии, и порядок оповещения;
порядок сбора аварийной бригады;
очередность выезда специальных машин;
перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.
Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планами ликвидации аварий.
9.4.4. При возникновении отказа диспетчер цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) или центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) должен немедленно сообщить об этом своему руководству и диспетчеру НГДУ, отключить поврежденный участок и принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответствии с планом ликвидации отказов, затем проинформировать диспетчера центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) о принятых мерах по ликвидации отказа и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину отказа, принятые меры.
9.4.5. Прибывший первым к месту аварии на ПТ руководитель работ обязан:
установить предупредительные знаки для ограждения места аварии;
принять меры к предупреждению дальнейшего растекания нефти, исключив попадание ее в водоемы и населенные пункты;
разместить технические средства и персонал аварийно-восстановительной бригады (АВБ) на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности;
предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении аварии вблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта;
уточнить место и размеры аварии;
выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделения, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и другие сведения;
при возникновении аварии вблизи ЛЭП, железных и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.
9.4.6. Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной ликвидации или локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающей аварийный участок трубопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайного или самопроизвольного переключения запорной арматуры на границах отключенного участка.
9.4.7. После определения характера отказа и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с планом ликвидации возможных отказов и конкретно сложившейся обстановкой.
9.4.8. Все аварийно-восстановительные работы должны выполняться с соблюдением действующих норм и правил по технической эксплуатации, технике безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии.
9.4.9. Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения аварийно-восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Закрепленную для этих целей технику использовать не по назначению запрещается.
9.4.10. Техническое оснащение аварийно-восстановительных бригад устанавливается РД 39-0147103-376-86.
9.4.11. Количество и специальности персонала аварийной бригады должны соответствовать действующим нормативам на выполнение ремонтных работ, а также количеству водителей, машинистов и мотористов, необходимых для эксплуатации транспортных и ремонтных технических средств.
9.4.12. При определении численности персонала предусматривается возможность замены рабочих при выполнении несложных работ и совмещения профессий работниками высокой квалификации.
10. ОХРАНА ТРУДА
10.1. Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственности административно-технического персонала по охране труда и технике безопасности на объектах систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды определяются следующими документами: "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", "Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности" и "Единой системой работ по созданию безопасных условий труда".
10.2. Основным направлением работ по охране труда должно быть планомерное осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержание порядка на производстве.
10.3. Общее руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии в целом по ПО возлагаются на генерального директора и главного инженера объединения, а в НГДУ - на начальника и главного инженера управления.
10.4. Во всех службах, занимающихся эксплуатацией и ремонтом трубопроводов, руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии возлагаются на руководителей этих подразделений.
10.5. Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им участков должны обеспечить выполнение организационных и технических мероприятий для создания безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инструкциями, а рабочие места - необходимыми плакатами.
10.6. Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, новых технологических процессов, установок, машин и аппаратов.
Пересмотренные и дополненные инструкции должны быть своевременно доведены до сведения работников, которые обязаны их знать и выполнять.
10.7. Организация работ по охране труда и контроль за состоянием трубопроводов осуществляются работниками службы охраны труда и техники безопасности НГДУ.
10.8. При организации и производстве работ на объектах системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды должна учитываться специфика производства, определяемая опасными свойствами транспортируемых компонентов: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью и т.д.
10.9. Все работники систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей правила техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.
10.10. Каждый рабочий и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента, утечках нефти, газа и воды, нарушениях правил техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.
10.11. Работники цехов и участков должны быть обеспечены, согласно установленным перечням и нормам, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием, мылом и другими средствами; ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия и контроль за их использованием возлагаются на одного из заместителей руководителя ПО, управления, а также на руководителей объектов, цехов и участков.
10.12. Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей рабочим и ИТР подвергаются осмотру и испытанию в соответствии с установленными требованиями. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями категорически запрещается.
10.13. В каждом цехе, на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню.
10.14. Весь производственный персонал должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.
10.15. Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию сооружений и оборудования систем сбора нефти, газа и воды, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.
Обучение рабочих на производстве проводится в соответствии с "Типовым положением о профессиональном обучении рабочих на производстве в нефтяной промышленности" по разработанным и утвержденным программам. Программы должны периодически, не реже одного раза в 3 года, пересматриваться и заново утверждаться.
10.16. По окончании производственного обучения в объеме утвержденной программы, перед допуском к работе знания вновь поступившего или переведенного рабочего или ИТР должны быть проверены квалификационной комиссией, назначенной приказом по объединению или управлению.
Результаты проверки знаний должны оформляться протоколом. Каждому работнику, выдержавшему испытание, выдается удостоверение за подписью председателя комиссии, подтверждающее право на эксплуатацию сооружений и оборудования и устанавливающее квалификационную группу работника.
10.17. Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.
10.18. Внеочередная проверка знаний у рабочих проводится:
при изменении производственного (технологического) процесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;
при введении в действие новых правил и норм безопасности, инструкций по безопасному ведению работ;
в случае выявления нарушений требований правил безопасности и инструкций, которые могли привести или привели к травме или аварии (по усмотрению начальника цеха);
по приказу или распоряжению руководства предприятия, по указанию вышестоящих органов;
по требованию органов государственного надзора и технических инспекторов труда профсоюзов в случае обнаружения недостаточных знаний;
при переводе на другую работу или перерыве в работе более 6 месяцев.
10.19. Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на руководителя предприятия.
Контроль за своевременным и качественным обучением рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам работы возлагается на соответствующие службы охраны труда и техники безопасности.
10.20. Работники, обслуживающие промысловые трубопроводы, должны пройти инструктажи по правилам безопасности в соответствии с "Единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности":
а) вводный инструктаж, проводимый со всеми поступающими на предприятие рабочими и служащими независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности, а также с работниками, командированными для работы на данном предприятии, учащимися, студентами и другими лицами, допускаемыми на территорию предприятия или в производственные цеха для проведения работ;
б) инструктажи на рабочем месте:
первичный для рабочих и мастеров с практическим обучением - перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую;
периодический (повторный) проводится руководителем работ непосредственно на рабочем месте для рабочих по программе первичного инструктажа не реже чем через полгода, а для профессий с повышенными требованиями безопасности - через 3 месяца, для ИТР - не реже чем через 2 года;
внеочередной (внеплановый), вызванный производственной необходимостью - при изменении производственного процесса, замене одного вида оборудования на другой и в подобных случаях, когда изменяются условия труда;
если в цехе, на участке, в бригаде произошел несчастный случай или отказ;
при необходимости доведения до сведения работающих дополнительных требований, вызванных введением новых правил и инструкций по безопасному ведению работ;
если выявлены случаи нарушения правил и инструкций, производственной дисциплины независимо от принятых мер воздействия;
разовый (текущий) инструктаж по приказу или распоряжению вышестоящих организаций и контролирующих органов - перед выполнением особо опасных работ (по установленному перечню).
10.21. Для рассмотрения вопросов охраны труда, осуществления плановых проверок состояния условий труда на объектах, в цехах, предприятиях создаются постоянно действующие комиссии (ПДК) по безопасности труда.
ПДК предприятия организуется приказом по предприятию под председательством главного инженера. В состав комиссии включаются заместители начальника, главные специалисты, начальники отделов, служб, председатель профсоюзного комитета, председатель комиссии охраны труда.
10.22. Руководители предприятия, возглавляя ПДК по безопасности труда, не реже одного раза в квартал осуществляют выборочную проверку состояния условий труда.
Результаты проверок оформляются актом. При необходимости по результатам проверок издается приказ.
Порядок организации и содержание работы ПДК по безопасности труда предприятий должны соответствовать требованиям "Положения о постоянно действующих комиссиях по безопасности труда".
10.23. За состоянием условий труда на объектах промыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды должен быть организован ведомственный контроль, осуществляемый непосредственными руководителями работ и организаторами производства, согласно "Положению о ведомственном (оперативном) контроле за состоянием условий труда".
10.24. На предприятии по каждому объекту должен быть разработан перечень работ повышенной опасности, в котором раздельно должны быть указаны работы, выполняемые с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с регистрацией последних перед их началом в специальном журнале, что вызвано необходимостью ликвидации аварийных ситуаций и аварий.
10.25. Перечень работ разрабатывается начальниками цехов, установок, согласовывается со службами эксплуатации главного механика и техники безопасности и утверждается главным инженером предприятия.
Перечень должен периодически не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.
10.26. На выполнение работ повышенной опасности оформляется наряд-допуск в двух экземплярах и хранится в течение одного года у руководителя работ и руководителя, разрешившего работы (Прил. 19).
10.27. На производство огневых работ оформляется разрешение по форме, утвержденной вышестоящей организацией; наряд-допуск не оформляется.
10.28. Список руководителей, имеющих право выдачи нарядов-допусков и разрешений на производство работ, оформляется приказом по предприятию.
10.29. На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за состоянием воздушной среды, который должен осуществляться согласно "Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности" ИБТВ 1-087-81.
10.30. Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора.
10.31. Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допустимых концентраций (ПДК) по санитарным нормам.
10.32. При проведении сварочных работ на трубопроводе по
санитарным нормам ПДК углеводородов C - С в пересчете на
1 10
углерод равна 300 мг/куб. м, а сероводорода в смеси с
углеводородами C - C - 3 мг/куб. м.
1 510.33. Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утечка газа или нефти, необходимо прекратить работу и сообщить об этом руководителю.
10.34. При работе в колодцах, траншеях следует применять шланговый противогаз (конец шланга должен находиться на поверхности земли с наветренной стороны от колодца, котлована) и спасательный пояс с крестообразными лямками и сигнально-спасательной веревкой, конец ее должен держать рабочий, находящийся на поверхности земли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м. Если радиус загазованной зоны превышает 20 м, следует применять шланговые противогазы с принудительной подачей воздуха.
На поверхности земли должны находиться не менее двух человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося в колодец.
Срок единовременного пребывания в шланговом противогазе не должен превышать 15 мин. с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.
10.35. Котлованы при вскрытии трубопровода для ремонта должны быть открытыми и иметь размеры, позволяющие свободно работать в них двум рабочим. В котловане или траншее, где проводят ремонтные работы, для спуска и подъема рабочих должно быть не менее двух устройств, расположенных с противоположных сторон.
10.36. При разработке траншей землекопы должны находиться друг от друга на расстоянии не менее 1,8 - 2 м.
10.37. В случае появления продольных трещин в стенках траншеи (котлована) землекоп во избежание травм должен покинуть ее и сообщить об этом мастеру или бригадиру.
10.38. При спуске (подъеме) в траншею следует пользоваться стремянкой шириной 0,6 м с перилами и лестницей, а при переходе через траншею - мостками шириной не менее 0,6 м с перильным ограждением высотой не менее 1,0 м.
10.39. Запрещается находиться от крана-трубоукладчика, экскаватора и других подъемных механизмов во время их работы на расстоянии ближе, чем расстояние, равное длине стрелы плюс 5 м.
10.40. При рубке металла, зачистке кромок после сварки, очистке трубопровода от старой изоляции, ржавчины, нанесении новой изоляции работающий должен пользоваться защитными очками и рукавицами.
Одновременная (совместная) работа газорезчика и электросварщика в котловане запрещается.
10.41. При совместной работе трубопроводчика с электросварщиком и газосварщиком необходимо пользоваться защитными очками, щитком или шлемом-маской.
Брюки необходимо носить навыпуск.
10.42. При работе с горячим битумом ведро с разогретым битумом нужно опускать на дно траншеи или котлована с помощью карабина, стоя на переходном мостике.
Передача ведра с горячим битумом из рук в руки запрещается.
10.43. При движении кранов-трубоукладчиков, экскаваторов, бульдозеров, тягачей в темное время суток, при густом тумане и сильном снегопаде машинисты должны включать осветительные приборы как при движении, так и на стоянках;
при вынужденной остановке на дороге ограждать машины днем красным флажком, ночью - фонарями с красным светом.
10.44. При установке, передвижении и работе кранов-трубоукладчиков у траншеи машинист во избежание обрушения грунта обязан выдерживать расстояние от бровки траншеи с вертикальными стенками до ближайшей опоры гусеницы крана-трубоукладчика в соответствии с данными, приведенными в табл. 10.1.
Таблица 10.1
БЕЗОПАСНОЕ РАССТОЯНИЕ ПРИБЛИЖЕНИЯ ТРУБОУКЛАДЧИКА К БРОВКЕ ТРАНШЕИ
┌────────┬───────────────────────────────────────────────────────┐ │Глубина │ Расстояние от бровки до ближней гусеницы │ │траншеи,│ крана-трубоукладчика для грунтов, м │ │ м ├─────────┬───────────┬────────────┬──────────┬─────────┤ │ │песчаного│супесчаного│суглинистого│глинистого│лесового,│ │ │ │ │ │ │ сухого │ ├────────┼─────────┼───────────┼────────────┼──────────┼─────────┤ │1 │1,5 │1,25 │1,00 │1,00 │1,00 │ │2 │3,0 │2,40 │2,00 │1,50 │2,0 │ │3 │4,0 │3,6 │3,25 │1,75 │2,5 │ │4 │5,0 │4,4 │4,0 │2,0 │3,0 │ │5 │6,0 │5,3 │4,75 │2,25 │3,5 │ └────────┴─────────┴───────────┴────────────┴──────────┴─────────┘
При невозможности соблюдения этих расстояний стенка или откос должны быть укреплены.
Для траншей с откосами расстояния уменьшаются на величину заложения откоса.
10.45. Не допускается курение и разведение огня в вырытых траншеях и котлованах.
10.46. Запрещается пребывание людей в кузовах автомобилей, на площадках прицепов и саней, нагруженных негабаритными грузами, трубами, бревнами, пылящими, ядовитыми и горючими материалами, а также на грузах, транспортируемых волоком.
10.47. Персонал, участвующий в гидравлических и пневматических испытаниях трубопроводов, должен находиться в безопасных местах на случай разрыва швов, пробоя прокладок, отрыва заглушек и других аварийных ситуаций.
Осмотр трубопровода разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей - после полного снятия его.
10.48. Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно. Не допускается применение для их открытия и закрытия ломов, труб и других предметов.
11. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
11.1. Порядок организации работ по пожарной безопасности внутрипромысловых трубопроводов определяется следующими документами: ГОСТ 12.1.004-85, "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности", "Положением о добровольных пожарных дружинах на промышленных предприятиях и других объектах министерств и ведомств".
11.2. При числе работающих на объекте более 15 человек необходимо организовать добровольную пожарную дружину (ДПД), а при наличии инженерно-технического персонала - и пожарно-техническую комиссию (ПТК).
11.3. Руководители объектов несут личную ответственность за выполнение требований правил пожарной безопасности на объекте и отвечают за нарушение этих требований подчиненными.
Указания или распоряжения руководителей объектов, принуждающие подчиненных нарушать требования пожарной безопасности, самовольно возобновлять работы, остановленные органами Госпожнадзора, а также непринятие мер по устранению нарушений являются грубейшими нарушениями правил пожарной безопасности.
11.4. Должностные лица, виновные в нарушении правил пожарной безопасности, в зависимости от характера нарушений и их последствий несут ответственность в установленном законом порядке.
11.5. Руководитель объекта обязан:
организовать изучение и контроль за усвоением знаний правил пожарной безопасности всеми инженерно-техническими работниками (ИТР), служащими и рабочими, обеспечить строгое выполнение настоящих Правил всеми подчиненными;
организовать на объекте ДПД и ПТК и обеспечить их эффективную работу;
обеспечить своевременное выполнение всех противопожарных мероприятий и внедрять новые научно-технические решения, направленные на повышение уровня пожарной безопасности объекта;
назначить лиц, ответственных за обеспечение пожарной безопасности цехов, установок, зданий, складов и других подразделений объекта;
утвердить инструкции по пожарной безопасности;
организовать проведение инструктажа по пожарной безопасности и занятия по пожарно-техническому минимуму с рабочими и служащими объекта в соответствии с действующими программами;
по согласованию с органами Госпожнадзора установить в производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях и на территории объекта строгий противопожарный режим (определить и оборудовать места для курения, установить порядок проведения огневых работ, допустимое количество одновременно хранящихся веществ и материалов, порядок осмотра и закрытия помещений) и постоянно контролировать его строгое соблюдение всеми служащими и рабочими объекта;
периодически, при проведении оперативного контроля, лично проверять состояние пожарной безопасности объекта, наличие и исправность средств предупреждения и тушения пожара, боеспособность объектовой пожарной охраны и ДПД и принимать необходимые меры для повышения эффективности их работы;
принимать меры наказания лиц, виновных в нарушении правил пожарной безопасности;
выделять необходимые ассигнования для приобретения средств пожаротушения и выполнения противопожарных мероприятий.
11.6. Ответственность за противопожарное состояние внутрипромысловых трубопроводов, за разработку и осуществление текущих планов противопожарных мероприятий, за комплектацию противопожарного оборудования, сохранность противопожарной техники и средств пожаротушения, за работу ДПД и боевых расчетов возлагается на руководителей предприятия, объекта и оформляется приказом.
На каждом объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности лица, ответственного за пожарную безопасность.
11.7. Лица, ответственные за обеспечение пожарной безопасности, обязаны:
знать схему технологического процесса сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды, его пожарную опасность и меры безопасности;
знать все обращаемые в производстве взрывопожароопасные вещества, материалы и способы их тушения;
следить за соблюдением установленных требований пожарной безопасности;
не допускать без разрешения проведения работ с применением открытого огня;
не допускать загромождения подъездов, подходов и проходов к зданиям, сооружениям, технологическому оборудованию, оборудованию системы пожаротушения и первичным средствам пожаротушения;
следить и регулярно проверять исправность всех имеющихся средств пожаротушения, знать их назначение и уметь с ними обращаться;
организовать противопожарную подготовку (противопожарный инструктаж, пожарно-технический минимум) подчиненных работников;
не допускать к работе лиц, не прошедших противопожарный инструктаж;
принимать меры к устранению обнаруженных нарушений правил пожарной безопасности и неисправности средств пожаротушения, а также приведению их в работоспособное состояние;
в случае возникновения пожара или опасной ситуации вследствие аварии и других причин немедленно сообщить в пожарную охрану, поставить в известность руководителя объекта, организовать встречу пожарной охраны и принять все меры по ликвидации пожара или аварии согласно инструкции, специально разработанной на случай возникновения пожара или аварии.
11.8. Для служб эксплуатации и ремонта промысловых трубопроводов, на основе действующих правил пожарной безопасности, должны быть разработаны с учетом специфики производства общебытовые и цеховые инструкции о мерах пожарной безопасности, согласованные с пожарной охраной предприятия, которые после утверждения руководством предприятия вывешиваются на видных местах.
11.9. Инструкции по пожарной безопасности должны предусматривать:
общие требования пожарной безопасности для автотранспорта, рабочих и служащих на территории объекта;
требования к содержанию дорог, подъездов и проездов к зданиям, сооружениям и водоисточникам, средствам пожаротушения;
условия, нормы и порядок хранения взрывопожароопасных веществ и материалов в цехах, на установках, складах и других объектах;
порядок сбора, хранения и удаления горючих отходов, содержания и хранения спецодежды;
обязательные работы по окончании рабочего дня и специальные противопожарные мероприятия для отдельных помещений, технологического оборудования, несоблюдение которых может вызвать пожар или загорание;
обязанности и действия обслуживающего персонала объекта при возникновении пожара, порядок вызова пожарной охраны;
порядок аварийной остановки и отключения оборудования при возникновении пожара или аварийной ситуации.
11.10. На каждом объекте согласно приказу руководителя (директора) предприятия все вновь принимаемые на работу рабочие и служащие, в том числе и временные, обязаны пройти первичный противопожарный инструктаж о мерах пожарной безопасности.
Допуск к работе лиц, не прошедших инструктаж, запрещается.
11.11. Первичный противопожарный инструктаж с рабочими и служащими можно проводить одновременно с вводным инструктажем по технике безопасности.
По окончании инструктажа должна проводиться проверка знаний и навыков, полученных инструктируемыми. Лица, знания которых оказались неудовлетворительными, подвергаются повторному инструктажу с обязательной последующей проверкой знаний.
Повторный инструктаж проводится на рабочем месте лицом, ответственным за пожарную безопасность объекта, цеха, участка, склада и т.д. Повторный инструктаж обязательно должен проводиться при переводе работников с одного участка на другой применительно к особенностям пожарной опасности нового участка работы.
11.12. Для повышения общих технических знаний и ознакомления с правилами пожарной безопасности, вытекающими из особенностей технологического процесса производства, а также более детального обучения способам использования имеющихся средств пожаротушения с рабочими и служащими, работающими на объектах с повышенной пожарной опасностью, проводятся занятия по пожарно-техническому минимуму.
Порядок и программа проведения занятий разрабатываются в соответствии с "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности" работниками отдела техники безопасности совместно с пожарной охраной и вводятся в действие приказом руководителя предприятия.
Занятия по пожарно-техническому минимуму проводятся один раз в год. По окончании прохождения программы пожарно-технического минимума от рабочих и служащих должны быть приняты зачеты.
11.13. Каждый работающий на объекте системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа (независимо от занимаемой должности) обязан четко знать и строго выполнять установленные правила пожарной безопасности, не допускать действий, которые могут привести к пожару или загоранию.
11.14. Для установления и поддержания надлежащего режима эксплуатации все здания, сооружения и помещения на объектах систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа должны классифицироваться по степени огнестойкости, иметь категорию взрывопожарной и пожарной опасности согласно СНиП 2.01.02-85 и ОНТП 24-86, а помещения классифицируются в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ).
11.15. Объекты системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа должны быть оборудованы телефонной и радиосвязью, электрической пожарной сигнализацией в соответствии с "Противопожарными техническими условиями строительного проектирования предприятий нефтегазодобывающей промышленности" и "Перечнем зданий, помещений и сооружений Миннефтегазпрома, подлежащих оборудованию установками автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации".
11.16. Для предотвращения образования горючей среды необходимо обеспечить согласно ГОСТ 12.1.004-85:
максимально возможное применение негорючих и трудногорючих веществ и материалов;
ограничение массы или объема горючих веществ, материалов и наиболее безопасное их размещение;
изоляцию горючей среды;
поддержание концентрации горючих газов, паров, взвесей и окислителя в смеси вне пределов их воспламенения;
достаточную концентрацию флегматизатора в воздухе защищаемого объекта;
поддержание температуры и давления среды, при которых распространение пламени исключается;
максимальную механизацию и автоматизацию технологических процессов, связанных с образованием горючих веществ;
установку пожароопасного оборудования по возможности в изолированных помещениях или на открытых площадках;
применение для горючих веществ герметичного оборудования и тары;
применение устройств защиты производственного оборудования с горючими веществами от повреждений и аварий, установку отключающих, отсекающих и других устройств;
применение изолированных отсеков, камер, кабин и т.д.
11.17. На объектах систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды должны быть вывешены схемы противопожарного водоснабжения (если это предусмотрено проектом) с указанием мест установки пожарных гидрантов и кранов. В местах установки пожарного гидранта должен быть указатель с обозначением его номера и принадлежности.
11.18. Временные работы, связанные с нарушением полотна дорог, проездов и подъездов на территории объекта, допускаются с разрешения руководителя объекта при обязательном согласовании с пожарной охраной и с указанием места, характера и срока работ, а также мест временных проездов.
11.19. Грозозащитные устройства и защитные заземления зданий, аппаратов и машин подлежат систематической проверке в установленные сроки.
11.20. На складах горючесмазочных материалов (ГСМ) и в других местах с наличием легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны быть вывешены плакаты с надписями: "Огнеопасно!" и "Курить воспрещается!".
11.21. Проходы, выходы, лестничные клетки, тамбуры, коридоры, запасные выходы и подходы к средствам пожаротушения не должны загромождаться.
11.22. Территории объектов предприятий, цехов, участков, складов должны быть ограждены забором из несгораемых материалов и иметь не менее двух исправных въездов - основного и запасного.
Все дороги и проезды на территории необходимо содержать в свободном и исправном состоянии, своевременно ремонтировать, в темное время суток освещать, а в зимнее время очищать от снега.
Проезды и подъезды к пожарным водоемам, гидрантам, а также доступы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть всегда свободными и иметь твердое покрытие с уклоном, обеспечивающим естественный отвод ливневых и талых вод. В зимнее время гидранты должны быть утеплены.
11.23. Проезды и переходы через железнодорожные пути должны иметь сплошные настилы на одном уровне с головками рельсов, в районе сливоналивных эстакад быть всегда свободными. Стоянка вагонов без локомотивов на переезде запрещается.
О закрытии отдельных участков дорог, проездов и переездов по различным причинам необходимо уведомить пожарную охрану.
11.24. Не допускается загрязнение и скопление на территории нефти. Места, где разлилась нефть, должны немедленно зачищаться путем снятия слоя земли на глубину, превышающую на 1 - 2 см пропитанный нефтью грунт. Образовавшаяся выемка должна быть засыпана песком.
11.25. Отходы производства и мусор следует регулярно убирать и вывозить с территории объекта.
Сжигание на территории объекта отходов и мусора, а также курение запрещаются, о чем на видных местах должны быть вывешены предупреждающие и запрещающие знаки.
11.26. Движение автотранспорта и спецтехники по территории объектов систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды, где возможно образование взрывоопасной смеси, разрешается только при оборудовании выхлопной трубы двигателя искрогасителем.
11.27. В каждом производственном здании на видном месте должны быть вывешены планы эвакуации людей на случай пожара или аварии, согласованные с местными органами пожарной охраны и утвержденные руководителем объекта.
11.28. В системе сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа должны приниматься все меры к его полезной утилизации и сокращению сброса газов на факел. Допускается сжигание в факелах аварийных сбросов нефтяного газа, сбросов газа от предохранительных клапанов технологического оборудования и трубопроводов.
Для сброса нефтяных газов, содержащих сероводород в количестве более 8% весовых, необходимо предусматривать отдельную факельную систему.
11.29. Для воспламенения сбросных газов и обеспечения стабильного горения факельная установка должна быть оборудована дистанционным электрозапальным устройством, подводящим трубопроводом топливного газа и дежурной горелкой, которая должна постоянно гореть.
Перед вертикальным стволом факела на горизонтальном участке газопровода (факельного трубопровода) должен быть установлен огнепреградитель, доступный для осмотра и ремонта.
11.30. Порядок проведения работ по продувке и испытанию трубопроводов устанавливается инструкцией, излагающей последовательность и способы выполнения работ, а также меры техники и пожарной безопасности. Инструкция составляется строительно-монтажной организацией применительно к данному трубопроводу и согласовывается с заказчиком.
Инструкция по продувке и испытанию газопроводов газом непременно согласовывается с Государственной газовой инспекцией.
11.31. При эксплуатации факельных трубопроводов необходимо исключить возможность подсоса воздуха и образование в них взрывоопасных смесей, а также их закупорки ледяными пробками.
Содержание кислорода в сбросных газах не должно превышать 50% от минимального взрывоопасного содержания кислорода.
11.32. Персонал, обслуживающий факельную систему, обязан:
поддерживать устойчивое горение дежурной горелки;
не допускать посторонних на территорию факельной системы;
обо всех неполадках сообщать старшему по смене, который в свою очередь должен поставить в известность руководителя объекта, сделав одновременно запись в вахтенном журнале;
при аварии или пожаре в районе факельной системы вызвать пожарную охрану и газоспасательную службу.
11.33. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт трубопроводов, обязаны знать трассу трубопроводов, устройство и работу арматуры, пожароопасность транспортируемых веществ и материалов, а также правила пожарной безопасности и действия в случае пожара или аварии.
Для теплоизолированных трубопроводов дополнительно необходимо знать пожароопасность применяемых теплоизоляционных материалов и способы их тушения, меры пожарной безопасности при проведении ремонтных и сварочных работ.
11.34. При обнаружении участков изоляции, пропитанной нефтью и нефтепродуктами, необходимо снять и заменить пропитанную изоляцию для предотвращения ее самовоспламенения.
11.35. Изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях (объекте) без ведома и утверждения новой схемы главным инженером предприятия запрещается.
11.36. Ремонтно-восстановительное подразделение должно оснащаться необходимыми транспортными средствами, оборудованными искрогасителями, оборудованием, инструментом искробезопасного исполнения, необходимыми средствами пожаротушения.
11.37. Перед началом ремонтного сезона необходимо поставить в известность местные органы госпожнадзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту действующего трубопровода.
11.38. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при проведении капитального ремонта подземных нефтепроводов должны выполняться с соблюдением "Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности" и требований местной власти по вопросам пожарной безопасности.
11.39. Участки хранения, приготовления, нанесения грунтовки и гидротеплоизоляции должны находиться в специально отведенных местах и оборудоваться первичными средствами пожаротушения.
На данных участках категорически запрещается курение и использование открытого огня.
11.40. В случае возникновения пожара (аварии) следует немедленно вызвать пожарную команду (аварийную бригаду), одновременно приступив к ликвидации пожара (аварии) имеющимися в наличии силами и средствами.
11.41. Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах для газов, легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки ниже 45 °C и вредных веществ независимо от температуры и давления среды, должна быть стальной.
11.42. Запрещается длительная эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов, при наличии хомутов. Хомуты должны быть ликвидированы при первой же остановке трубопровода на ревизию или ремонт.
11.43. Наземные трубопроводы должны быть уложены на опоры из несгораемого материала. Конструкция опор и компенсаторов не должна препятствовать перемещению трубопроводов при изменении их температуры.
Запрещается в качестве опорных конструкций использовать действующие трубопроводы.
11.44. В случае обмерзания аппаратов, трубопроводов, задвижек, штуцеров отогревать их следует только горячей водой или паром.
Пар к трубопроводам для их отогрева должен подводиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка. По окончании работ эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки. Использовать открытый огонь для отогрева запрещается.
11.45. При прокладке трубопроводов с горючими жидкостями и газами в каналах и траншеях (открытых и закрытых) необходимо осуществлять контроль за исправным состоянием разделительных глухих перемычек (диафрагм) из несгораемых материалов в местах прохода траншеи и каналов через противопожарные стены, а также противопожарных отсыпок из песка или гравия длиной не менее 4 м на расстоянии друг от друга не более 80 м.
11.46. Трубопроводы, расположенные в цехе, а также на наружных установках, на эстакадах и в каналах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную цепь и присоединяться к заземляющим устройствам.
11.47. Трубопроводы, на которых будут проводиться огневые работы, должны быть остановлены, обесточены, освобождены от взрывоопасных, взрывопожароопасных и токсичных продуктов, отключены заглушками от действующих аппаратов и коммуникаций и подготовлены к проведению огневых работ согласно требованиям "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности" и "Инструкции по подготовке оборудования к ремонтным работам".
11.48. Места проведения огневых работ и места установки сварочных агрегатов, баллонов с газами и бачков с горючей жидкостью должны быть очищены от горючих материалов в радиусе не менее 5 м.
Места, где разлиты легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны быть тщательно очищены и засыпаны сухим песком или грунтом.
11.49. Вакуумный газопровод перед сварочными работами следует полностью отключить со стороны отсоса газа и создать в нем необходимое избыточное давление газа.
11.50. Перед началом проведения огневых работ на трубопроводах необходимо проветрить открытую траншею, из траншеи взять анализ воздуха для определения возможности ведения в ней огневых работ.
Места проведения огневых работ должны быть обеспечены необходимыми средствами пожаротушения.
11.51. Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются, если концентрации горючих паров и газов в пробах, взятых из ремонтируемого участка, не превышают предельно допустимой взрывобезопасной концентрации (ПДВК) - 5% от величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе при отсутствии в трубопроводах жидкой фазы и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту огневых работ.
11.52. Если во время ремонта будет обнаружено появление горючего продукта, работы, связанные с применением открытого огня, должны быть немедленно прекращены, а люди удалены на безопасное расстояние. Ремонт можно возобновить только после проверки, если она выявит отсутствие опасной концентрации продукта.
12. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
12.1. С целью охраны окружающей среды при проектировании, строительстве и эксплуатации промысловых трубопроводов необходимо:
соблюдать действующие стандарты, нормы и правила в области охраны окружающей среды;
рационально использовать природные ресурсы;
систематически контролировать степень загрязнения водных акваторий, атмосферы и почвы вредными веществами (нефть, нефтепродукты, соленые воды, поверхностно-активные вещества и др.);
своевременно ликвидировать последствия загрязнения окружающей среды;
разрабатывать и планомерно осуществлять на всех уровнях управления производством мероприятия по охране окружающей среды и сокращению потерь нефти.
12.2. Все мероприятия по охране окружающей среды при строительстве промысловых трубопроводов должны быть выполнены в соответствии с рабочим проектом.
12.3. При проектировании и выполнении мероприятий по охране окружающей среды должны соблюдаться требования действующих законодательств о недрах, земле, лесе, об охране вод, леса, атмосферного воздуха, животного мира, памятников истории и культуры, а также требования местных властей по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.
При разработке проектов строительства и реконструкции трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды на промыслах в составе проектов должна быть дана оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) проектируемых и реконструируемых объектов.
ОВОС проводится с целью предотвращения деградации окружающей среды, восстановления нарушенных в результате предыдущей хозяйственной деятельности природных систем, обеспечения эколого-экономической сбалансированности будущего хозяйственного развития, создания благоприятных условий жизни людей, выработки мер, снижающих уровень экологической опасности объектов, и должна предшествовать принятию решений об осуществлении того или иного проекта.
Оценка проводится в соответствии с "Временными методическими указаниями по составлению раздела "Оценка воздействия на окружающую среду" в схемах размещения, ТЭО (ТЭР) и проектах разработки месторождений и строительства объектов нефтегазовой промышленности".
Заказчик и разработчик проекта проводят предварительное рассмотрение и обсуждение результатов ОВОС группой экспертов в рамках ведомственной экспертизы ТЭО и проектной документации, представителями общественности, чьи интересы затрагивает реализация проекта.
Государственная экологическая экспертиза предпроектной и проектной документации в экспертных органах Министерства экологии является завершающим этапом рассмотрения результатов ОВОС.
12.4. В проектах обустройства месторождений необходимо предусматривать мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов и последующей их эксплуатации. Решения по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.
12.5. Для сохранения окружающей среды необходимо использовать в комплексе технологические, конструктивные и строительные методы уменьшения воздействия трубопроводов на окружающую среду, сочетание которых принимается в зависимости от геологических (геолого-криологических) условий района строительства, способа прокладки трубопровода, технологии и организации выполнения строительных работ.
12.6. Прокладка трубопроводов должна осуществляться, по возможности, на малоценных или непригодных для сельскохозяйственного использования землях, в коридорах с минимально необходимыми расстояниями между трубопроводами с привязкой к существующим трассам.
12.7. До начала прокладки трубопроводов следует предусматривать устройство сети промысловых автомобильных дорог (в районах распространения вечномерзлых грунтов, подверженных водной и ветровой эрозии, - грунтов с твердым покрытием). Такие дороги должны обеспечивать минимальные по площади нарушения естественных почв и растительности при транспортировке к сооружаемым объектам строительных материалов и техники.
12.8. Выбор трассы трубопровода, подъездных и вдольтрассовых дорог, а также мест складирования строительных материалов следует осуществлять по инженерно-геологической (инженерно-геокриологической) карте, составленной в летнее время на основе предварительной схемы ландшафтного районирования.
12.9. Вопросы защиты окружающей среды должны прорабатываться и осуществляться на стадиях изысканий и проектирования трубопроводов. Изыскательские и подготовительные работы на участках вечномерзлых грунтов должны проводиться без нарушения почвенно-растительного слоя. При проектировании насыпей необходимо предусматривать отсыпку грунта с возведенной насыпи. Для возведения насыпи следует применять уплотняемые грунты, хорошо фильтрующие воду.
12.10. На переходах трубопроводов через водные преграды для предотвращения гибели ихтиофауны и в целях охраны окружающей среды необходимо установить на обоих берегах отключающие задвижки для уменьшения попадания нефти в водоемы в случае прорыва трубопровода.
12.11. При проектировании трубопроводов на участках вечномерзлых грунтов или при возможной активизации водной и ветровой эрозии следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие максимальную сохранность естественных почв и растительности, а также проводить инженерную и биологическую рекультивацию, предотвращающую указанные процессы.
12.12. На участках, где возможно развитие водной эрозии и сползание грунтов вне зоны распространения вечномерзлых пород, следует предусматривать осуществление противоэрозионных мероприятий, сооружение нагорных канав, глиняных замков в траншеях, лотков-быстротоков, противооползневых мероприятий.
12.13. Для наиболее ответственных трубопроводов, возводимых в сложных мерзлотно-грунтовых условиях с использованием новых конструктивных, технологических решений, обязательным является выполнение мероприятий по мерзлотному надзору (контролю за многолетнемерзлыми, промерзающими и оттаивающими грунтами). На стадии проектирования эти мероприятия должны в себя включать сбор и анализ данных о геокриологических условиях трассы, прогноз влияния этих условий на конструктивные и технологические проектные решения, прогноз изменения геокриологических условий в результате строительства и эксплуатации нефтепровода, разработку проекта мероприятий по мерзлотному надзору. Последний включает в себя выбор участков трассы трубопроводов, на которых производится мерзлотный надзор, выбор методов и средств для осуществления мерзлотного надзора (измеряемых параметров, периодичность замеров, аппаратура, приспособления, инвентарь и т.д.), составление сметы затрат на проведение мерзлотного надзора, обоснование этих мероприятий, в том числе с экономической стороны, включение мероприятий по мерзлотному надзору в проектно-сметную документацию.
12.14. При размещении, проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов, а также внедрении новых технологий, отрицательно влияющих на состояние земель, должны предусматриваться и осуществляться мероприятия по охране земель.
В соответствии с "Земельным кодексом Российской Федерации" оценка отрицательного влияния на состояние земель и эффективность предусмотренных защитных мероприятий производятся по результатам государственной санитарно-гигиенической и экологической экспертизы, без положительного заключения которых запрещается внедрение новой техники и технологий, строительство и реконструкция объектов.
12.15. Состав природоохранных мероприятий и их стоимость в полном объеме устанавливаются в разделах "Охрана окружающей среды" в технико-экономическом обосновании или проекте сооружаемого объекта; попикетная привязка природоохранных мероприятий осуществляется в документации к профилю трассы.
12.16. Ответственность за полноту, качество и эффективность разрабатываемых природоохранных мероприятий несет проектная организация.
12.17. Природоохранные мероприятия при строительстве должны дифференцироваться в соответствии с природными особенностями регионов строительства. Рекомендуется следующая направленность природоохранных мероприятий:
в лесных районах усилия должны быть направлены на предотвращение возникновения или активизации процессов эрозии, заболачивания;
в пустынных районах - на предотвращение возникновения или активизации процессов техногенного опустынивания, перевеивания песков, загрязнения почв и вод строительными и бытовыми отходами, горюче-смазочными материалами;
в горных районах - на ослабление или предотвращение процессов эрозии, сползания и осыпания грунтов на склонах;
при строительстве через водные преграды - главное не допустить загрязнения и засорения акваторий, размыва берегов, оскудения фауны водоемов, изменения гидрологического режима водоемов;
при использовании вечномерзлых грунтов в качестве оснований трубопроводов следует отдавать предпочтение такому способу прокладки, при котором вечномерзлые грунты оснований используются в мерзлом состоянии и в процессе строительства, а также в течение всего периода эксплуатации трубопровода.
12.18. В соответствии с "Законом РСФСР об охране окружающей природной среды" запрещается строительство, реконструкция объектов до утверждения проекта и отвода земельного участка. Не допускается изменение утвержденного проекта или стоимости проектных работ в ущерб требованиям экологической безопасности.
При выполнении строительных работ должны приниматься меры по охране природы, рациональному использованию природных ресурсов, рекультивации земель, благоустройству территории и оздоровлению окружающей природной среды.
Нарушение требований закона влечет за собой приостановление строительных работ до устранения отмеченных недостатков по предписанию специально уполномоченных на то государственных органов РФ с одновременным прекращением финансирования этих работ.
12.19. При строительстве объектов на участках возможной послестроительной активизации ветровой эрозии (выдувание песков и супесей) следует предусматривать ограничение движения транспортных средств установленными маршрутами, закрепление нарушенных, подвергшихся выдуванию, участков песков при помощи механических и биологических методов закрепления, а также путем применения вяжущих веществ, которые не вызывают стойких загрязнений окружающей среды.
12.20. Необходимо предусмотреть организацию движения транспорта и средств механизации по специальным маршрутам, оборудованным указателями и заграждениями, предотвращающими выезд транспорта на закрепляемый участок.
12.21. При проведении строительства на болотах следует предусматривать устройство водопропускных сооружений, обеспечивающих сохранность естественного стока вод с болотных массивов.
12.22. Природовосстановительные работы должны осуществляться специализированными строительными природоохранными управлениями.
Контроль за качеством проведения работ по предотвращению техногенного воздействия осуществляется в процессе строительства.
12.23. Ответственность за соблюдение проектных решений по охране окружающей среды перед законом, государственными контрольными органами системы Госкомприроды, а также за качество строительных работ и за соблюдение действующих нормативов на производство работ несет строительная организация, осуществляющая прокладку трубопровода.
Предписания Госкомприроды подлежат безусловному выполнению строительными организациями.
12.24. Эксплуатация промысловых трубопроводов допускается только после окончания строительства всех предусмотренных проектом объектов, обеспечивающих охрану окружающей среды.
12.25. При сдаче трубопровода в эксплуатацию заказчик представляет землепользователю картографический материал по данным исполнительной съемки с указанием на нем истинного нахождения трубопровода, вдольтрассовых дорог, границ охранных зон, вертолетных площадок, переездов, подъездов к пожарным водоемам, мест нахождения противопожарного инвентаря и оборудования.
12.26. В соответствии с "Законом об охране окружающей природной среды", "Земельным кодексом Российской Федерации" и "Водным кодексом Российской Федерации" предприятия, эксплуатирующие промысловые трубопроводы, обязаны вести наблюдения (мониторинг) за состоянием окружающей природной среды для своевременного выявления изменений, их оценки, предупреждения и устранения последствий отрицательного влияния объектов трубопроводов.
12.27. Необходимо осуществлять систематический контроль воды, воздуха и почвы с целью определения степени загрязнения и своевременного принятия мер по устранению причин и последствий загрязнения.
Организация контроля за соблюдением нормируемого воздействия объекта (предприятия) на окружающую среду производится в соответствии с РД 39-0147098-015-90, РД 39-0147098-017-90, РД 39-0147098-025-91.
В соответствии с этими документами на местах аварийных разливов нефти контроль за состоянием почв путем отбора их образцов проводят два раза в год: весной - после оттаивания почвы и осенью. Контроль за состоянием воздуха и воды ведется в местах и в сроки, установленные РД 39-0147098-014-89, РД 39-0147098-025-91.
12.28. Наибольшая концентрация каждого вредного вещества в приземном слое атмосферы не должна превышать максимальной разовой предельно допустимой концентрации (ПДК) данного вредного вещества в атмосферном воздухе, установленной "Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий".
12.29. Предприятия добычи и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды (ДНС, КСП, ЦПС, ЦДНГ, ремонтные службы и т.д.), имеющие выбросы вредных веществ в атмосферу, разрабатывают нормативы предельно допустимых выбросов (ПДВ) и утверждают их в установленном порядке.
12.30. Для предотвращения утечек транспортируемых продуктов в атмосферу следует следить за максимальной герметизацией оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры.
Для предотвращения утечек транспортируемых жидких продуктов ответвления, предназначенные для аварийных сбросов, должны заканчиваться герметичными фланцевыми заглушками.
12.31. Для предотвращения загрязнения атмосферы транспортируемыми продуктами, содержащими токсичные вещества, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие сжигание аварийных выбросов в местах, где их распространение не может представлять угрозу для жизни и здоровья населения.
12.32. При неблагоприятных метеорологических условиях в кратковременный период загрязнения атмосферы, опасного для здоровья населения, предприятия должны обеспечить снижение выбросов вредных веществ, вплоть до частичной или полной остановки предприятия.
12.33. При размещении, проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов промысловых трубопроводов, а также при внедрении новых технологических процессов, влияющих на состояние вод, в соответствии с "Водным кодексом Российской Федерации" должно обеспечиваться рациональное использование вод при условии первоочередного удовлетворения питьевых и бытовых нужд населения.
Водопользователи, расположенные на объектах промысловых трубопроводов (установки предварительного сброса воды, промысловые водоводы, кустовые насосные станции и т.д.), обязаны соблюдать установленные планы, технологические нормы и правила водопользования, а также принимать меры по сокращению расхода воды и прекращению сброса сточных вод путем совершенствования технологии производства и схем водоснабжения.
Водопользователи обязаны:
рационально использовать водные объекты, заботиться об экономичном расходовании воды, восстановлении и улучшении качества вод;
принимать меры для полного прекращения сброса в водные объекты сточных вод, содержащих загрязняющие вещества;
не допускать нарушения прав, предоставленных другим водопользователям, а также нанесения ущерба хозяйственным и природным объектам;
содержать в исправном состоянии очистные и другие водохозяйственные сооружения и технические устройства, влияющие на состояние вод, улучшать их эксплуатационные качества, вести в установленных случаях учет пользования водами.
Сброс в водные объекты промышленных, коммунально-бытовых, дренажных и других сточных вод может производиться только с разрешения органов по регулированию использования и охраны вод и после согласования с органами, осуществляющими государственный санитарный надзор, охрану рыбных запасов, и другими заинтересованными организациями.
12.34. Очистные сооружения должны обеспечивать качество очистки согласно требованиям "Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами".
12.35. Надлежит разрабатывать комплекс мероприятий (сооружение амбаров, отстойников, защитных дамб обваловки трубопроводов) в местах, где аварийный выброс содержащих токсичные вещества жидких транспортируемых продуктов может привести к загрязнению природных вод (наземных, подземных, водоемов всех типов), а также сельскохозяйственных земель, территорий населенных пунктов, мест отдыха населения.
На линиях вероятного стока нефти при авариях на промысловых трубопроводах (ложбины, лощины) должны быть созданы запасы сыпучих материалов (грунт, гравий) для создания нефтеловушек с учетом объема потенциального стока.
12.36. На переходах через водные объекты следует поддерживать в исправном состоянии водопропускные сооружения и неизменность существующего до начала строительства природного стока, а также не допускать активизации русловых и береговых процессов рельефообразования.
12.37. На случай аварийных ситуаций на подводных переходах через судоходные реки ниже по течению на расстоянии двухчасового стока необходимо создать запас средств по локализации и сбору нефти с поверхности.
12.38. Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть локализована, собрана техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водоема и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно-бытового водоснабжения, и отправлена на очистные сооружения.
12.39. Выжигание разлитой на поверхности воды нефти допускается как исключение с применением соответствующих методов и средств безопасности при невозможности сбора нефти.
12.40. Сельскохозяйственные земли и лесные угодья, нарушенные или загрязненные нефтью, должны быть приведены в пригодное (по назначению) состояние.
Рекультивацию нарушенных земель необходимо проводить согласно РД 39-30-925-83. Рекультивация земель, загрязненных нефтью, проводится в соответствии с РД 39-0147103-365-86.
12.41. Запрещается сжигание разлившейся нефти непосредственно на поверхности пахотной почвы, а также засыпка загрязненных нефтью пахотных земель песком или другими минеральными материалами.
12.42. Предоставленные нефтегазодобывающему управлению во временное пользование сельскохозяйственные и лесные угодья и рекультивационные площади должны быть возвращены землепользователям в состоянии, пригодном для использования по назначению в соответствии с "Положением о порядке передачи рекультивированных земель землепользователям предприятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательские, строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова".
12.43. В зоне распространения вечномерзлых грунтов необходимо осуществлять мероприятия по теплоизоляции грунтов с нарушенными почвами и растительностью, по предотвращению ливневого стока, приводящего к оврагообразованию, залужению нарушенных участков, поддерживать на должном уровне дренаж и сток воды.
12.44. Необходимо осуществлять мероприятия по мерзлотному надзору, проводимому с целью прогноза изменения пространственного положения трубопроводов, вызванного тепловым и механическим взаимодействием их с окружающими вечномерзлыми грунтами, оценки и своевременного обеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов, определения степени техногенного воздействия на окружающую среду.
12.45. Мерзлотному надзору подлежат участки трассы с наиболее сложными мерзлотными инженерно-геологическими и технологическими условиями, к которым относятся:
участки, сложенные грунтами с относительной осадкой при оттаивании более 0,4 и пучинистыми грунтами;
участки, расположенные в зоне перехода от талых грунтов к вечномерзлым или наоборот;
участки трассы с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками;
экспериментальные участки.
12.46. Нефтегазодобывающие предприятия и их работники обязаны соблюдать правила хранения, транспортировки и применения химических веществ, используемых в процессах сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды (ПАВ, ингибиторы коррозии и т.д.) в соответствии со списком химических препаратов, разрешенных к применению Государственным комитетом санитарно-эпидемиологического надзора при Президенте Российской Федерации.
Применение новых химических веществ, способных оказать прямое или косвенное влияние на здоровье человека, допускается только с разрешения этого комитета.
12.47. Производственные объединения и нефтегазодобывающие управления должны осуществлять ведомственный контроль за состоянием окружающей среды на территории, которая входит в зону их деятельности, предусматривающий: соблюдение требований законодательных и нормативных документов по охране окружающей среды; выполнение природоохранных мероприятий в соответствии с годовыми (перспективными) планами предприятий по охране окружающей среды; своевременное выявление и оценку источников загрязнения, разработку мероприятий по их устранению и ликвидации последствий загрязнения окружающей среды, систематическое наблюдение (отбор проб, проведение анализов) за качеством сточных вод и соблюдением норм предельно допустимых сбросов, а также за качеством атмосферного воздуха.
12.48. Эксплуатирующие организации должны представлять ежемесячный отчет по загрязнению окружающей среды от аварий на промысловых трубопроводах в соответствии с разделом 9 настоящих Правил. При этом ущерб следует определять в соответствии с РД 39-069-91.
12.49. Должностные лица и иные виновные работники несут дисциплинарную, материальную или уголовную ответственность за невыполнение правил, планов и мероприятий по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов, за нарушение нормативов качества окружающей природной среды и требований природоохранительного законодательства.
13. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
13.1. При эксплуатации промысловых трубопроводов ведется следующая оперативная документация:
перечень ответственных трубопроводов, на которые составляется паспорт (Прил. 1). Паспорт трубопровода составляется на систему трубопроводов одного назначения, максимально ограниченную по объему отдельной ветвью нефтесбора. Разбивка трубопроводов по паспортам производится по усмотрению руководства цеха. К паспорту прилагаются:
схема трубопровода с указанием диаметра и толщины стенки, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, установленных на трубопроводе, места спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков;
акты ревизии и отбраковки трубопроводов (Прил. 3);
удостоверения о качестве ремонтов трубопроводов (первичные документы, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков и т.д.);
акты периодического наружного осмотра трубопровода;
акты испытания трубопровода на прочность и плотность (Прил. 4);
акты на ремонт и испытание арматуры (Прил. 5);
эксплуатационный журнал трубопроводов (ведется для трубопроводов, на которые не составляют паспорт);
журнал установки - снятия заглушек (Прил. 2);
результаты проверки знаний сварщиков;
заключения о качестве сварных стыков.
13.2. При расследовании происшедшей аварии составляется акт технического расследования (см. п. 9.2) в соответствии с формой из Прил. 15.
13.3. Все аварии вне зависимости от времени, затрачиваемого на их ликвидацию, и вида отказа необходимо зарегистрировать в журнале учета отказов (Прил. 16).
Приложение 1
ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА
Наименование предприятия _________________________________________
__________________________________________________________________
Цех ______________________________________________________________
Наименование и назначение трубопровода ___________________________
__________________________________________________________________
Год пуска в эксплуатацию _________________________________________
Общая протяженность трубопровода, км _____________________________
Рабочая среда ____________________________________________________
Рабочие параметры: давление ______________________________________
температура ___________________________________N п/п | Наименование участка
или обозначение его
на схеме | Наружный диаметр
и толщина стенки
трубы, мм | Протяженность
участков
трубопровода, м |
Перечень схем, чертежей и других документов, предъявляемых при
сдаче трубопроводов в эксплуатацию, предусмотренных СНиПом,
действующими Правилами, специальными техническими условиями или
проектом
__________________________________________________________________
(с указанием места хранения документов или с приложением их копий)
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
ДАННЫЕ О МОНТАЖЕ
(заполняется для вновь вводимых трубопроводов)
Трубопровод смонтирован __________________________________________
(наименование монтажной организации)
в полном соответствии с проектом, разработанным __________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
(наименование проектной организации)
по рабочим чертежам ______________________________________________
(номера чертежей)
Род сварки, применявшейся при монтаже трубопровода _______________
__________________________________________________________________
Данные о присадочном материале ___________________________________
__________________________________________________________________
(тип, марка, ГОСТ или ТУ)
Сварка трубопровода произведена в соответствии с требованиями
РД 38.13.004-86 сварщиками, прошедшими испытания в соответствии с
"Правилами испытания электросварщиков и газосварщиков",
утвержденными Госгортехнадзором России ___________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Данные о материалах, из которых изготовлен трубопровод:
А. Сведения о трубах и сварных фасонных деталяхN п/п | Наименование элементов, их расположение на схеме | Размеры | Марка стали | ГОСТ или ТУ |
Б. Фланцы и крепежные детали
N п/п | Наименование элементов, их расположение на схеме | Размеры, давление условное | Марка | ГОСТ или ТУ |
В. Арматура и фасонные детали (литые и кованые)
N п/п | Наименование элементов, их каталожное обозначение, расположение на схеме | Размеры, давление условное | Материал | ГОСТ или ТУ |
РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ
(заносятся данные последних испытаний)
Трубопровод испытан на прочность гидравлическим (пневматическим)
пробным давлением ________________________________________________
__________________________________________________________________
При давлении _____________________________________________________
трубопровод был осмотрен; обнаружено _____________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
При испытании на плотность давлением _____________________________
__________________________________________________________________
трубопровод выдержал при этом давлении ____________________ часов.
Падение давления за время испытания, отнесенное к одному часу
составило _______________________________________________ % в час.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с
действующими правилами и нормами и признан годным к работе _______
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Подпись владельца трубопровода ___________________________________
(должность, Ф.И.О.)
Подпись представителя монтажной
организации (обязательна только
для вновь вводимых трубопроводов) ________________________________
(должность, Ф.И.О.)
Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводаНомер и дата приказа
о назначении | Фамилия, имя, отчество, должность | Подпись ответственного лица |
Запись о ремонте и переустройстве трубопровода
Дата | Основание | Характер произведенных работ |
Запись результатов освидетельствования
и ревизии трубопроводовДата | Результат освидетельство- вания, ревизии | Срок следующего освидетельство- вания, ревизии | Подписи ответственных
лиц, производивших
освидетельствование |
Формуляр замера деталей трубопровода
Номера точек по схеме | Первоначаль- ный диаметр и толщина, мм | Отбраковоч- ный размер, мм | Толщина по
промеру,
мм | Метод замера | Подпись | Приме- чание |
Результаты ультразвуковой толщинометрии
и прогнозирования внутренней коррозии
1. Контролируемый участок: начало ________________________________
конец _________________________________
2. Расположение контрольных отрезков:Номер отрезка | Координата | Длина, м |
Результаты измерений и прогноза
Дата | Значения | Наработка
до отказа,
лет | |||
наблюдаемые | прогнозируемые | ||||
максимальная глубина, мм | скорость коррозии, мм/год | максимальная
глубина,
мм | скорость коррозии, мм/год | ||
СХЕМА ТРУБОПРОВОДА
Вносится схема конкретного объекта
РЕГИСТРАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА
Трубопровод зарегистрирован за N _________________________________
в ОГМ ____________________________________________________________
В паспорте пронумеровано __________________ страниц и прошнуровано
Всего ____________________________________________________ листов.
_________________________________________ _______________________
(должность, Ф.И.О. регистрирующего лица) (подпись)
"__" __________________ 19__ г.Приложение 2
ЖУРНАЛ УЧЕТА УСТАНОВКИ - СНЯТИЯ ЗАГЛУШЕК
В цехе _____________________________ НГДУ ________________________
N п/п | Дата уста- новки заг- лушки | Точное место установки заглушки на трубопроводе (номер по схеме) | Номер партии заглушки РУ, ДУ | Должность, Ф.И.О. лица, дав- шего ука- зание на установку заглушки | Под- пись | Дата снятия заглушки | Должность, Ф.И.О. лица, давшего указание на снятие заглушки | Под- пись |
Приложение 3
УТВЕРЖДАЮ
Главный механик НГДУ
______________________
"___" ________ 19__ г.
АКТ
РЕВИЗИИ И ОТРАБОТКИ ТРУБОПРОВОДОВ
по цеху ____________ в период с ____________ по __________ 19___ г.
Произведена ревизия трубопроводов ________________________________
Результаты ревизии приведены ниже.N п/п | Наименование и назначение трубопровода. Подробное описание характера выявленных дефектов и место их расположения | Среда | Рабочие параметры | Категория трубо- провода | Испол- нитель | Сроки устранения дефекта | |
давление P, МПа | темпера- тура t, °C | ||||||
Начальник ОТН ______________________ Начальник цеха ______________________ Механик цеха ______________________ Инженер ОТН ______________________
Примечание. К акту должны быть приложены квалифицированно составленные эскизы по каждому дефектному участку трубопровода для передачи его исполнителю с указанием на нем:
а) наименования трубопровода и параметров его работы;
б) точного расположения дефектного участка, подлежащего замене;
в) вида трубы, ее материала и размеров;
г) типа и материала на фланцы, шпильки, прокладки, опоры;
д) размера и материала на фитинги и детали врезок (ответвлений);
е) марок сварочных материалов.
Приложение 4
АКТ
ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ
НГДУ __________________________ Цех ______________________________
"__" ____________ 19__ г.
Произведено испытание нижеперечисленных трубопроводов
┌───┬───────┬─────────────┬───────────────────────────────────────────────────────┐
│ N │Наиме- │ Рабочие │ Вид испытания │
│п/п│нование│ параметры ├───────────────────────────┬───────────────────────────┤
│ │трубо- │ │ на прочность │ на плотность │
│ │провода├──────┬──────┼─────────┬─────────┬───────┼─────────┬─────────┬───────┤
│ │ │давле-│темпе-│гидравли-│испыта- │продол-│гидравли-│испыта- │продол-│
│ │ │ние P,│ратура│ческое │тельное │житель-│ческое │тельное │житель-│
│ │ │МПа │t, °C │или │давление,│ность │или │давление,│ность │
│ │ │ │ │пневмати-│Р , МПа │испыта-│пневмати-│Р , МПа │испыта-│
│ │ │ │ │ческое │ и │ния, ч │ческое │ и │ния, ч │
├───┼───────┼──────┼──────┼─────────┼─────────┼───────┼─────────┼─────────┼───────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└───┴───────┴──────┴──────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴─────────┴───────┘
Трубопроводы, перечисленные в настоящем акте, испытание
выдержали и могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации.
Начальник цеха Механик цехаПриложение 5
АКТ
НА РЕМОНТ И ИСПЫТАНИЕ АРМАТУРЫ
в период с "__" _________ 19__ г. по "__" __________ 19__ г.
Произведены ремонт и испытание нижеперечисленной арматуры
┌───┬────────┬────────┬────────────────────────┬────────┬─────────────────┬──────┐ │ N │Наимено-│Наиме- │ Отметка о ремонте, │Сведения│Арматура испытана│Приме-│ │п/п│вание, │нование │ связанном со сваркой │о заме- │ │чание │ │ │номер, │трубо- ├────────┬────────┬──────┤ненных ├────────┬────────┤ │ │ │шифр │провода,│Ф.И.О. │сведения│сведе-│деталях │на проч-│на плот-│ │ │ │арматуры│место │сварщика│о сва- │ния о │и их │ность │ность │ │ │ │ │установ-│и N его │рочных │термо-│материал│давле- │давле- │ │ │ │ │ки арма-│удосто- │материа-│обра- │ │нием P ,│нием P ,│ │ │ │ │туры │верения │лах, N │ботке │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │ │ │сертифи-│ │ │МПа │МПа │ │ │ │ │ │ │ката и │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │качество│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │сварки │ │ │ │ │ │ ├───┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼────────┼────────┼────────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └───┴────────┴────────┴────────┴────────┴──────┴────────┴────────┴────────┴──────┘
Заключение. Ремонт и испытание арматуры произведены в соответствии с требованиями "Правил по эксплуатации, ремонту и отбраковке внутрипромысловых трубопроводов". Арматура испытание выдержала и может быть допущена к дальнейшей эксплуатации в соответствии с паспортными данными.
Начальник цеха (производившего ремонт)
Ответственный исполнитель
Лицо, принявшее арматуру из ремонтаПриложение 6
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ОБЛАСТИ ЭФФЕКТИВНОГО
ПРИМЕНЕНИЯ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
┌────────────┬────────────┬──────────┬──────────────────┬─────────────┬────────────────┐ │ Защищаемая │ Тип │Темпера- │ Рекомендуемые │ Толщина │ Разработчик │ │ система │агрессивной │тура, °C │ покрытия │ покрытия, │ технологии │ │ │ среды │ │ (ГОСТ, ТУ). │ количество │ │ │ │ │ │ Технология │ слоев │ │ │ │ │ │ нанесения │ │ │ ├────────────┼────────────┼──────────┼──────────────────┼─────────────┼────────────────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ ├────────────┼────────────┼──────────┼──────────────────┼─────────────┼────────────────┤ │1. Нефте- │Нефть, │До +40 °C │Металлопластмас- │- │ТатНИПИнефть │ │сборные │минерализо- │ │совые трубы │ │РД 39-3-1042-84 │ │сети: │ванные воды │ │(футерованные │ │ │ │новые, │с H S, CO, │ │полиэтиленом), │ │ │ │диаметром │ 2 2 │ │цеховая │ │ │ │114 - 159 мм│O │ │ │ │ │ │ │ 2 │ │ │ │ │ │новые, │То же │До +100 °C│Остеклование, │- │ТатНИПИнефть │ │диаметром │ │ │цеховая │ │РД 39-3-1138-84 │ │219 - 325 мм│ │ │ │ │ │ │2. Система │Промысловые │До +40°C │Шпатлевка │250 - 300 мкм│ВНИИСПТнефть │ │поддержания │сточные воды│ │ЭП-00-10. │3 слоя │"Указания по │ │пластового │с CO , O │ │ГОСТ 10277-76, │ │выбору │ │давления - │ 2 2 │ │полевая технология│ │и применению │ │сточные воды│ │ │ │ │лакокрасочных │ │ │То же │То же │Шпатлевка │250 - 300 мкм│материалов и │ │ │ │ │ЭП-00-10. │2 слоя │систем покрытия │ │ │ │ │ГОСТ 10277-76 │ │для внутренней │ │ │ │ │ │ │изоляции │ │ │-"- │-"- │Эмаль ЭП-5116. │1 слой │промысловых │ │ │ │ │ГОСТ 25366-82 │ │трубопроводов │ │ │ │ │ │ │систем │ │ │ │ │ │ │заводнения". │ │ │ │ │ │ │РД 39-3-387-80 │ │ │То же │До +40 °C │Эмаль ЭП-5116. │350 - 400 мкм│ │ │ │ │ │ │ГОСТ 25366-82, │3 слоя │ │ │ │ │ │полевой метод │ │ │ │ │-"- │То же │Шпатлевка │250 - 350 мкм│ │ │ │ │ │ЭП-00-10. │1 слой │ │ │ │ │ │ГОСТ 10277-76 │ │ │ │ │-"- │-"- │Эмаль ЭП-755. │3 слоя │ │ │ │ │ │ТУ 6-10-717-76, │ │ │ │ │ │ │полевая технология│ │ │ │ │Содержащие │-"- │Эмаль ФЛ-62. │300 мкм │ВНИИСПТнефть │ │ │H S до │ │ТУ 6-10-1814-81, │4 слоя │"Инструкция по │ │ │ 2 │ │полевой метод │ │технологии │ │ │100 мг/л │ │ │ │нанесения │ │ │ │ │ │ │полимерных │ │ │ │ │ │ │покрытий │ │ │То же │-"- │Шпатлевка │300 мкм │на внутреннюю │ │ │ │ │ЭП-00-10. │1 слой │поверхность │ │ │ │ │ГОСТ 10277-76 │ │промысловых │ │ │ │ │Эмаль ФЛ-62. │3 слоя │трубопроводов, │ │ │ │ │ТУ 6-10-1814-81, │ │транспортирующих│ │ │ │ │полевая технология│ │сероводородсо- │ │ │ │ │ │ │держащие среды │ │ │ │ │ │ │(до 100 мг/л)" │ │Подводящие │То же │До 100 °C │Остеклование, │0,5 - 3,5 мм │ТатНИПИнефть │ │водоводы D │ │ │цеховая │ │РД 39-3-1138-84 │ │219 - 325 мм│ │ │ │ │ │ │Разводящие │-"- │До +40 °C │Металлопластмас- │ │ТатНИПИнефть │ │водоводы D │ │ │совые трубы │ │РД 39-0147-585- │ │114 - 159 мм│ │ │(футерованные │ │335-86 │ │ │ │ │полиэтиленом), │ │РД 39-0147-585- │ │ │ │ │цеховая │ │336-86 │ │3. Детали │Нефть, │До +80 °C │Эпоксидная │200 - 300 мкм│ТатНИПИнефть │ │насосов │минерализо- │ │композиция │ │"Инструкция │ │ │ванные воды │ │ПЭП-177, серая. │ │по технологии │ │ │с O H S, CO │ │ТУ 22-74. │ │нанесения │ │ │ 2 2 2│ │Допускается │ │покрытий │ │ │ │ │ПЭП-971, серая. │ │из порошковых │ │ │ │ │ТУ 6-10-1604-77; │ │материалов на │ │ │ │ │ЭП-49ДЗ. │ │центробежные │ │ │ │ │ТУ 6-05-241-77-74;│ │насосы │ │ │ │ │Пентапласт │ │и арматуру". │ │ │ │ │марки "А-2". │ │РД 39-3-493-80 │ │ │ │ │ТУ 6-95-1422-71 │ │РД 39-3-1314-85 │ └────────────┴────────────┴──────────┴──────────────────┴─────────────┴────────────────┘
Приложение 7
УТВЕРЖДАЮ
Главный механик НГДУ
______________________