МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, ГОСГОРТЕХНАДЗОР РФ

 

ПРАВИЛА
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ,
РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ 
НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

РД 39-132-94

 

 

Руководящий документ разработан Институтом проблем транспорта энергетических ресурсов (ИПТЭР) при участии Гипротюменнефтегаза, ВНИИПО, МВД РФ, ВНИИТнефти, Роснефти и Госгортехнадзора России.

 

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

Шарифуллин Ф.М., Гумеров А.Г., Азметов X.А., Гумеров Р.С., Кутуков Е.Г., Дадонов Ю.А., Драгунов Ю.М., Манушакян И.С., Мокроусов С.Н., Лейзерова Л.И., Бондаренко Н.М.

Правила устанавливают требования к эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов для транспорта нефти, газа и попутно добываемой пластовой воды.

В Правилах приведены основные положения по проведению осмотров, ревизий, периодических испытаний линейной части нефтепромысловых трубопроводов, обслуживанию и ревизии запорной арматуры, выполнению работ по диагностике и отбраковке трубопроводов, работ по защите трубопроводов от внешней и внутренней коррозии, проведению ремонтных работ, в том числе работ с применением энергии взрыва, работ по консервации и демонтажу трубопроводов. Рассмотрены вопросы расследования и ликвидации аварий на трубопроводах, приводятся требования к выполнению сварочных работ на них. Разработаны положения по контролю за проходным давлением в системах сбора, очистке трубопроводов от парафина, воды и механических примесей, уходу за трассой, организации патрульной службы, эксплуатации охранных зон.

В Правилах дается новая классификация трубопроводов различного назначения, более полно отражающая влияние различных факторов на степень их опасности.

Разработаны требования к обеспечению качества проектирования трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды, переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, защитных зон вокруг трубопроводов, к оснащению систем трубопроводов средствами контроля, регулирования и противоаварийной защиты, проведению очистки трубопроводов от различных отложений.

Разработаны требования, предъявляемые к материалам и конструкциям промысловых стальных трубопроводов, строительству промысловых трубопроводов, контролю качества строительства, испытанию и приемке их в эксплуатацию.

Приведены положения по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей природной среды при эксплуатации промысловых трубопроводов.

Кроме вопросов эксплуатации промысловых трубопроводов, в Правилах уделено серьезное внимание вопросам проектирования, строительства, приемки в эксплуатацию построенных объектов, использованию материалов и конструкций трубопроводов. Разработанные в этих разделах требования полезны как эксплуатационникам, так и разработчикам нормативных документов по проектированию, строительству и приемке в эксплуатацию, так как они отражают реальные условия эксплуатации.

Настоящие Правила вступают в силу с 1 июля 1994 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Правила устанавливают основные требования по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды нефтяных месторождений и регламентируют вопросы выбора материалов и деталей трубопроводов, их сварки, строительства, испытаний и приемки трубопроводов в эксплуатацию, обслуживания, выполнения ремонтных работ, защиты от коррозии, расследования и ликвидации аварий, диагностики и отбраковки трубопроводов, охраны труда, пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

Требования распространяются на трубопроводы для внутри-промыслового сбора и транспорта нефти и сопутствующих ей компонентов - газа и пластовой воды с содержанием сероводорода в газе в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода до 10000 Па, или в жидкости, находящейся в равновесии с сероводородсодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода до 10000 Па, или в жидкости, содержащей растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при парциальном давлении до 10000 Па.

В состав трубопроводов входят:

а) выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок;

б) нефтесборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до потребителей;

г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и дожимных насосных станций (ДНС) до центральных пунктов сбора (ЦПС);

д) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

е) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;

з) водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (кустовой насосной станции);

и) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора и подготовки нефти до сооружений магистрального транспорта;

к) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта;

л) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;

м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на объектах его подготовки.

Границами внутриплощадочных промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения - пределы отсыпки соответствующих площадок.

Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть - нефтепроводами.

1.2. Правила не распространяются:

на магистральные трубопроводы независимо от транспортируемого продукта;

тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

трубопроводы из неметаллических материалов (в том числе бронированные стальными трубами);

трубопроводы из чугунных труб;

промысловые трубопроводы, транспортирующие среды с содержанием сероводорода, обуславливающим его парциальное давление свыше 10000 Па.

Таблица 1.1

Фактические сроки службы промысловых трубопроводов по регионам отрасли

1.3. Эксплуатация и ремонт трубопроводов пара и горячей воды первой категории диаметром 51 мм и более, а также трубопроводов всех других категорий диаметром 76 мм и более осуществляются в соответствии с действующими «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», утвержденными Госгортехнадзором РФ.

1.4. Эксплуатация и ремонт газопроводов, подконтрольных Госгортехнадзору РФ, осуществляются в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

1.5. С вводом в действие настоящих Правил утрачивают силу РД 39-0147103-344-86 «Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа», а также рекомендованные Госгортехнадзором РФ «Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см²» (Ру-75) и выпущенный вместо вышеуказанного документа РД 38.13.004-86 «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см²)» Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в табл. 1.1.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на четыре категории.

2.2. Категория трубопроводов определяется по сумме баллов , где K_i - определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов K > 50; ко второй - с суммой баллов 33 < K ≤ 50; к третьей - с суммой баллов 16 ≤ K ≤ 33; к четвертой - с суммой баллов K < 16.

Таблица 2.1

Значение коэффициента K₁ для различных видов трубопроводов

2.3. Коэффициент K₁ определяется в зависимости от назначения трубопровода по табл. 2.1.

Коллектор II порядка - нефтегазосборный трубопровод, отводящий продукцию нескольких кустов скважин до врезки его в коллектор I порядка.

Коллектор I порядка - нефтегазосборный трубопровод, объединяющий продукцию нескольких коллекторов II порядка до входа его в пункт подготовки.

2.4. Коэффициент K₂ учитывает ответственность трубопровода в зависимости от диаметра.

K₂ = 0,01Д,

где Д - наружный диаметр трубопровода, мм.

2.5. Коэффициент K₃ учитывает влияние рабочего давления на относительную опасность его для людей и окружающей среды и определяется по зависимости:

K₃ = P_раб.,

где P_раб. - рабочее давление в трубопроводе, МПа.

2.6. Коэффициент K₄ учитывает влияние газового фактора на надежность работы промыслового трубопровода и определяется по зависимости:

K₄ = 0,06Гф,

где Гф - газовый фактор данного месторождения, м³/м.

2.7. Коэффициент K₅ учитывает влияние скорости коррозии трубопровода (внутренней или внешней в зависимости от ее преобладающего влияния) на надежность его работы и определяется из выражения:

K₅ = 20a_кор,

где a_кор - скорость коррозии трубопровода, мм/год. Последняя определяется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.

2.8. Трубопроводы I, II, III категорий считаются ответственными.

2.9. Категории участков промысловых трубопроводов определяются по данной классификации трубопроводов и условиям прокладки в соответствии с прил. 20.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

3.1. Требования к обеспечению качества сооружения систем сбора нефти, газа и систем поддержания пластового давления

3.1.1. Конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки должны обеспечивать:

безопасную и надежную эксплуатацию в пределах нормативного срока службы;

ведение технологии промыслового сбора и транспорт продукции скважин в соответствии с проектными параметрами;

производство монтажных и ремонтных работ индустриальными методами с применением передовой техники и технологии;

возможность надзора за техническим состоянием трубопроводов;

защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молнии и статического электричества;

предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок.

3.1.2. Трассы трубопроводов должны выбираться на основе многовариантных технико-экономических исследований. В качестве критериев оптимальности вариантов следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте, включая затраты на мероприятия по охране окружающей среды, а также металлоемкость, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.

Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Российской Федерации.

При выборе трассы необходимо по возможности избегать (обходить): водоохранные зоны, леса первой группы, оленьи пастбища, места обитания других промысловых животных и птиц; участки просадочных и пучинистых многолетнемерзлых грунтов (бугры пучения следует обходить с низовой стороны); участки с сильно пересеченной местностью; болота, озера; трасса трубопроводов должна иметь минимально необходимое количество переходов через водные преграды, железные автомобильные дороги и другие естественные и искусственные препятствия, должна позволять вести обслуживание и ремонт трубопроводов в любое время года.

3.1.3. Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и эксплуатацию системы промысловых трубопроводов, при выборе трасс следует максимально использовать принцип коридорной прокладки линейных коммуникаций (трубопроводы, автодороги, ЛЭП и линии связи).

3.1.4. При коридорной прокладке ЛЭП и линий связи необходимо размещать по одну сторону автодороги, а трубопроводы - по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее - нефтепроводы и последними - газопроводы.

3.1.5. Технологическая схема и конструктивное оформление трубопроводов сбора нефти, газа и утилизации воды выбираются из условия эффективного применения технологических методов борьбы с коррозией (обеспечения эмульсионного течения, использования ингибиторов коррозии) трубопроводов, замораживанием (достаточного заглубления, использования теплоизоляционных материалов), отложениями песка (пескоуловители), парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка), скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса водных и газовых скоплений).

3.1.6. Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом и соотноситься с сортаментом выпускаемых труб. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих влажный газ, должны назначаться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Диаметр водоводов должен назначаться из условия предотвращения образования в них осадков взвешенных частиц. Не допускается устройство трубопроводов, транспортирующих продукцию со скоростями ниже критических, при которых выделяется из продукции подстилающий слой воды или твердые осадки.

Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси рекомендуется проводить по методикам, рекомендуемым в соответствии с табл. 3.1, в зависимости от рельефа местности, вязкости транспортируемой жидкости и расходного газосодержания.

Если проектная организация для выполнения гидравлического расчета использует другие документы, она несет ответственность за качество выполнения работ.

Таблица 3.1

Рекомендуемые методики гидравлического расчета трубопроводов (номер методики указан в квадратных скобках)

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕТОДИК

1. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси. - Москва: ВНИИГаз, 1985.

2. Методика гидравлического расчета трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей. - Самара: Гипровостокнефть, 1970.

3. РД 39-0076-91. Методика гидравлического расчета трубопроводов для жидкостных потоков с высоким газовым фактором. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.

4. РД 39-3-1034-84. Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

5. РД 39-32-704-82. Инструкция для расчета расходных характеристик трубопровода при бескомпрессорном транспорте сырого нефтяного газа. - Краснодар: ВНИПИгазпереработка, 1982.

3.1.7. В проекте должен быть разработан на все время эксплуатации трубопроводов план мероприятий, обеспечивающий равномерную загрузку трубопроводов путем очередности разбуривания скважин, организации регулируемого сброса попутно добываемых воды и газа на кустах скважин и дожимных насосных станциях, переключения потоков нефти, газа и воды на трубопроводы соответствующего диаметра в моменты реконструкции систем сбора с тем, чтобы обеспечить эмульсионный режим движения продукции по трубопроводам, утилизацию воды закачкой ее в пласт через системы заводнения пластов.

3.1.8. Трубы, фасонные детали, запорная арматура для трубопроводов сбора нефти, газа и воды, их качество и материал должны выбираться в соответствии с рекомендациями раздела 4 настоящих Правил в зависимости от свойств транспортируемых сред, с учетом изменения этих свойств в течение всего периода эксплуатации трубопроводов.

3.1.9. Трубопроводы должны быть надежно защищены от внутренней коррозии в соответствии с рекомендациями раздела 5 путем применения технологических методов защиты, внутренних покрытий, ингибиторов коррозии, средств очистки трубопроводов от скоплений воды, твердых отложений. Целесообразность того или иного способа защиты (или их сочетание) на различных этапах эксплуатации трубопроводов должна быть подтверждена технико-экономическим расчетом.

Целесообразность применения средств борьбы с наружной коррозией путем использования антикоррозионных изоляционных материалов, средств электрохимической защиты в каждом конкретном случае должна быть определена технико-экономическим расчетом.

3.1.10. В проекте обустройства месторождения на трубопроводах сбора нефти, газа и воды должны быть предусмотрены пункты наблюдения за скоростью внутренней коррозии, оснащенные датчиками и вторичными приборами контроля.

3.1.11. В проекте обустройства месторождения на всех этапах производства строительных работ должны быть разработаны организационные мероприятия по:

контролю за качеством поступающих труб, фасонных деталей, арматуры, сварочных материалов в соответствии с рекомендациями разделов 4 и 5 настоящих Правил;

операционному контролю за качеством подготовительных, земляных, транспортных и разгрузочных, противокоррозионных, сварочно-монтажных, укладочных, рекультивационных работ в соответствии с рекомендациями раздела 5 настоящих Правил.

Особое внимание должно быть уделено предпусковой диагностике и опрессовке трубопроводов при сдаче в эксплуатацию (см. раздел 6 настоящих Правил).

3.1.12. Толщина стенки трубопроводов определяется прочностным расчетом в зависимости от категории участка трубопровода, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.

3.1.13. Трубопроводы должны быть сварены встык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной равнопроходного сечения запорной арматуры (кранов, задвижек, вентилей и т.д.), согласно расчетному давлению в трубопроводе.

Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы на участках трубопроводов, требующих периодической разборки, а также могут быть использованы в качестве изолирующих в зонах с блуждающими токами.

3.1.14. Допустимые радиусы изгибов трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла трубы в процессе эксплуатации, а также разностью температур строительства и эксплуатации трубопроводов.

Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должны иметь радиусы изгиба не менее 5 диаметров трубопровода. У сварных отводов угол поворота сектора не должен превышать 6°.

3.1.15. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее диаметра трубопровода. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее с рабочим давлением до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.

3.1.16. В местах разветвления системы трубопроводов, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установки технологических узлов запорной и регулирующей арматуры, на переходах, выполненных с использованием круто изогнутых отводов, и в других случаях, где возможны значительные осевые перемещения от температурного перепала и внутреннего давления, следует определять величину этих перемещений, которые необходимо учитывать как воздействие при расчете на прочность указанных элементов системы.

Эти узлы и элементы системы при необходимости должны быть конструктивно защищены от осевых деформаций примыкающих к ним подземных трубопроводов с помощью открытых или закрытых компенсаторов, компенсаторов-упоров, неподвижных опор, связей, ограничивающих деформации узлов и т.д.

3.1.17. При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола, ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и др.). Выбор метода определяется на основании технико-экономических решений.

3.1.18. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях и ПХР следует предусматривать подземную прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонаселенных районах на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.

Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.

В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промысловых трубопроводов должны учитываться сейсмические воздействия, а также рекомендации по выбору антисейсмических мер.

3.1.19. Необходимость внешней тепловой изоляции трубопроводов и ее конструктивное оформление определяются теплотехническими расчетами, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологического процесса, техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с СН 542-81.

3.1.20. Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия равнобезопасности участков и требований охраны окружающей среды.

Запорная арматура устанавливается в соответствии с проектом, учитывающим рельеф местности, в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м, на входе и выходе трубопровода из установок подготовки нефти, на обоих берегах водных преград, на участках нефтегазопроводов, проходящих на отметках выше городов и населенных пунктов.

3.1.21. Заглубление трубопроводов определяется условиями их сохранности, режимом транспортировки и свойствами транспортируемых сред.

Для защиты от механических повреждений и передачи внешних нагрузок заглубление трубопроводов до их верхней образующей должно быть не менее:

на непахотных землях вне постоянных проездов при условном диаметре 300 мм и менее - 0,6 м; при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм - 0,8 м; при условном диаметре 1000 мм и более - 1,0 м;

в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин для всех диаметров - 0,6 м;

на пахотных и орошаемых землях - 1,0 м;

при пересечении строительных и осушительных каналов, а также местных (промысловых) автомобильных дорог - 1,1 м.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательных температурах, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиПом.

3.1.22. Допускается совместная прокладка (в одной траншее) трубопроводов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее. Количество трубопроводов, укладываемых в одной траншее, определяется проектом. При одновременной прокладке расстояние между трубопроводами принимается из условия качественного и безопасного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее 0,5 м в свету.

При разновременной укладке трубопроводов в траншее как одного, так и различного назначения расстояния между ними следует принимать с учетом обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ. Однако расстояния должны быть не менее указанных в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Минимальные расстояния между трубопроводами

Примечание. В районах Крайнего Севера при соответствующем обосновании допускается прокладка трубопроводов различного назначения в одной траншее при одновременном строительстве трубопроводов с диаметром до 300 мм с расстоянием в свету между трубами не менее 0,5 м.

3.1.23. Наземная прокладка трубопроводов в насыпях применяется на участках с низкой несущей способностью грунтов на болотах и обводненных участках. На участках, расположенных на грунтах, теряющих несущую способность при оттаивании, наземная прокладка в насыпи возможна, если под трубопроводом устраивается теплоизолирующий слой, предохраняющий грунт от растепления или при транспортировке продукта, имеющего постоянно отрицательную температуру.

Допускается совмещение насыпи, отсыпаемой для трубопроводов, с насыпью для внутрипромысловой эксплуатационной дороги. При этом должны быть осуществлены мероприятия по защите трубопровода от повреждения тяжелой техникой.

3.1.24. Наземная прокладка трубопроводов без обвалования грунтом с компенсацией осевых деформаций допускается на трассах, проходящих по малонаселенной местности со спокойным рельефом, при отсутствии бугров пучения, оползней и других условий, которые могут вызвать недопустимые горизонтальные и вертикальные перемещения трубопроводов.

3.1.25. Надземная прокладка трубопроводов применяется на участках, где грунты обладают низкой несущей способностью, на участках с пересеченным рельефом местности, при наличии большого количества водотоков, оврагов, озер и рек, на переходах трубопроводов через водные преграды, русла селевых потоков, при пересечении оползневых участков и участков с просадочными и пучинистыми грунтами, при скальных грунтах, на участках с вечномерзлыми грунтами и в других случаях, когда подземная прокладка недостаточно надежна, сложна и экономически нецелесообразна, а также в случаях необходимости изолировать «горячие» трубопроводы от вечномерзлого грунта.

Допускается надземная прокладка нескольких трубопроводов на одних опорах в один - два яруса с обеспечением доступа к ним для выполнения ремонтных работ, а также работ по нанесению и восстановлению противокоррозионных покрытий. Расстояние в свету между расположенными рядом, на одном уровне, трубопроводами должно быть не менее 250 мм при условном диаметре труб до 250 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при трубах с условным диаметром более 250 мм.

Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли следует принимать в зависимости от рельефа местности и грунтовых условий, климатических условий района, теплового воздействия трубопровода на грунты, обеспечения проездов транспорта, миграции крупных животных и других соображений. Расстояние от низа трубопровода до поверхности земли должно быть не менее 0,25 м, в местах свободного прохода людей - не менее 2,5 м, на путях миграции крупных животных - не менее 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - не менее 5,5 м (по согласованию с организациями, эксплуатирующими их).

Надземные трубопроводы должны строиться с учетом продольных перемещений от температурных воздействий, испытания их внутренним давлением, пропуска очистных устройств и устойчивости в ветровом потоке.

3.1.26. Прокладка промысловых трубопроводов на вечномерзлых грунтах должна производиться на основе анализа мерзлотно-грунтовых условий трассы, технико-экономических показателей, результатов тепловых и прочностных расчетов, различных конструктивных решений по способам прокладки, обеспечения их работоспособности и ремонтопригодности в течение всего периода эксплуатации, а также охраны окружающей среды.

На участках, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания.

Проектирование и строительство подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах, должны осуществляться или с сохранением грунта в мерзлом состоянии, или с допущением его оттаивания в процессе строительства и эксплуатации.

Выбор принципа использования грунта производится с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геологических условий и свойств грунтов основания, технико-экономического анализа стоимости различных вариантов прокладки трубопроводов и мероприятий по охране окружающей среды.

3.1.27. Для предотвращения возникновения напряжений в трубопроводах при их неравномерных осадках в вечномерзлых грунтах следует предусматривать специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замену грунта, укладку трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопроводов, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладку по типу «труба в трубе» и др.

3.1.28. Для уменьшения воздействия мерзлотного пучения на трубопроводы или на их опоры следует предусматривать следующие мероприятия: замену грунтов, устройство компенсационных участков, техническую мелиорацию грунтов, прокладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинных решений для обеспечения устойчивости положения трубопровода.

3.1.29. При пересечении оползающих участков откосов, сложенных вечномерзлыми грунтами, следует предусматривать надземную прокладку трубопроводов на свайных опорах, защищенных от бокового давления оползающего массива грунта специальными устройствами (шпунтами, шпунтовыми грунторезами и др.).

Допускается подземная прокладка трубопроводов на оползающих откосах при заглублении в мерзлые грунты ниже прогнозируемой поверхности оползания оттаявшего массива.

3.1.30. Устойчивое положение трубопроводов против всплытия и выпирания при прохождении на обводненных и заболоченных участках при отсутствии транспортируемого продукта в них, в тех случаях, когда грунт не обладает удерживающей способностью или его удерживающая способность недостаточна, обеспечивается заменой и закреплением грунта, закреплением трубопроводов с помощью балластирующих устройств, анкерных креплений или другими способами, выполняемыми согласно расчету.

В качестве балластирующих устройств могут применяться: сплошное бетонирование трубопровода; сплошное покрытие трубопровода сборными железобетонными скорлупами; установка штучных железобетонных грузов различной конструкции с использованием только массы грузов или массы грузов с расположенным на них грунтом; укладка над трубопроводом плит или ящиков с грунтом, расстилка над трубопроводом нетканых материалов, удерживающих определенную массу грунта, засыпка, закрепление грунта и другие методы.

В качестве анкерных устройств могут применяться: винтовые анкеры, анкеры с раскрывающимися лопастями, анкеры, вмороженные в вечномерзлый грунт, и другие виды металлических анкеров, забивные и вмораживаемые сваи; в условиях вечномерзлых грунтов - сваи с последующим образованием расширений на концах и другие анкерные устройства.

3.1.31. Внутриплощадочные трубопроводы и металлические защитные покрытия теплоизоляции трубопроводов, проложенные надземно, следует защищать от вторичных проявлений молнии и статического электричества в соответствии с требованиями, предусмотренными указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, а также специальными отраслевыми правилами.

3.1.32. Для свободного проезда транспорта и беспрепятственного прохода людей на воздушных переходах минимальная высота до нижней части трубопроводов или пролетных строительных конструкций высоких эстакад должна быть, м:

над железнодорожными путями (от головки рельсов)        - 6,0;

над автодорогами и проездами                                              - 5,5;

над пешеходными проходами                                                - 2,5.

3.1.33. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должна быть не менее: м:

до оси железнодорожного пути нормальной колеи             - 2,45;

до бордюра автодороги                                                           - 1,0.

3.1.34. Пересечения эстакад с воздушными линиями электропередачи необходимо выполнять в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ).

Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:

При определении вертикального и горизонтального расстояний между воздушными линиями электропередачи и внутриплощадочными трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток галерей, площадок, следует рассматривать как части трубопроводов.

3.1.35. Размещать арматуру, фланцевые, резьбовые соединения, линзовые, волнистые компенсаторы и дренажные устройства на трубопроводах, расположенных над железнодорожными путями, автодорогами и пешеходными дорожками, не разрешается.

3.1.36. Транзитная прокладка любых трубопроводов под зданиями и над ними не допускается.

3.1.37. Внутриплощадочные трубопроводы следует прокладывать с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожнение их в цеховую аппаратуру и емкости. Уклоны трубопроводов следует принимать не менее:

для легкоподвижных жидких веществ                 - 0,002;

для газообразных веществ                                     - 0,003;

для высоковязких и застывающих веществ         - 0,020.

В исключительных случаях допускается прокладывать трубопроводы с меньшим уклоном или без него, но при этом должны быть предусмотрены меры по их опорожнению.

3.1.38. В местах прохождения через стены, перекрытия, перегородки внутриплощадочные трубопроводы должны быть заключены в стальные гильзы из труб, внутренний диаметр которых на 10 - 20 мм больше наружного диаметра трубопроводов или тепловой изоляции. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим продольное перемещение трубопровода.

Гильзы должны быть жестко заделаны в строительной конструкции. Размещать сварные стыки трубопровода внутри гильз не допускается.

3.1.39. Внутриплощадочные трубопроводы и арматуру необходимо размещать с учетом необходимых проходов, в соответствии с действующими нормами техники безопасности. Трубопроводы, прокладываемые вдоль стен внутри зданий, не должны пересекать оконных и дверных проемов.

3.1.40. При расположении и креплении внутриплощадочных трубопроводов в зданиях следует учитывать возможность свободного перемещения подъемно-транспортных устройств.

3.1.41. Запрещается прокладывать внутриплощадочные трубопроводы внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений, в помещениях электрораспределительных устройств, камер, тепловых пунктов, а также на путях эвакуации персонала (лестничных клетках, коридорах и т.д.).

3.1.42. Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 100 мм допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений.

Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 200 мм допускается прокладывать по несгораемым участкам несущих стен производственных зданий. Такие трубопроводы должны располагаться на 0,5 м ниже или выше оконных или дверных проемов (за исключением зданий, имеющих сплошное остекление).

Не допускается прокладка трубопроводов по стенам и ограждающим конструкциям, сбрасываемым при воздействии взрывной волны.

Не допускается размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений и дренажных устройств на трубопроводах, проложенных под оконными и дверными проемами.

Расстояния между прокладываемыми параллельно трубопроводами, а также между трубопроводом и строительными конструкциями как по горизонтали, так и по вертикали следует выбирать с учетом возможности сборки, осмотра, нанесения тепловой изоляции и ремонта трубопроводов, а также смещения трубопроводов при температурной деформации. Расстояния указаны в прил. 21.

3.1.43. Прокладка промысловых нефтегазоконденсатопроводов в одной траншее с кабельными линиями запрещается.

3.1.44. Параллельная прокладка трубопроводов, а также пересечение их с кабелем должны производиться в соответствии с ПУЭ.

3.1.45. При прокладке кабельных линий параллельно с нефте-, газо- и конденсатопроводами расстояние по горизонтали между кабелем и газоконденсатопроводом должно быть не менее 1 м.

Кабели, находящиеся от нефте-, газо- и конденсатопровода на меньшем расстоянии (но не менее 0,25 м), на всем протяжении сближения должны быть проложены в трубах.

Параллельная прокладка кабелей над и под нефте-, газо- и конденсатопроводом в вертикальной плоскости не допускается.

3.2. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

3.2.1. Переходы трубопроводов через реки, каналы, озера, ручьи, овраги, болота, автомобильные и железные дороги могут выполняться надземным или подземным способами. Выбор способа сооружения перехода производится на основании технико-экономических расчетов.

Принятые решения согласовываются с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые системы.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

3.2.2. Подводные переходы трубопроводов проектируются на основании данных гидролого-морфологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации ранее построенных подводных переходов в районе строительства, проектируемых и действующих гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ, условий судоходства и требований к охране окружающей среды и рыбных ресурсов.

3.2.3. Местоположение участка подводного перехода определяется с учетом направления трассы трубопровода и согласовывается со всеми заинтересованными организациями.

Створы переходов через реки выбираются на наиболее устойчивых против размыва участках русел с минимальной шириной заливаемой поймы в направлении перпендикулярно динамической оси потока. Необходимо избегать участков, сложенных скальным грунтом.

Прокладка подводных переходов, как правило, должна осуществляться с заглублением в дно водоема на 0,5 м ниже прогнозируемого профиля дна реки до верха забалластированного трубопровода, определяемого на основании инженерных изысканий, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

На переходах через несудоходные и непромерзающие до дна закрытые водоемы в районах Западной Сибири и Крайнего Севера при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на дно водоема с заглублением в грунт не менее чем на 0,5 м от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При замерзании водоема расстояние от нижней поверхности льда до верха балластировки трубопровода должно быть не менее 0,5 м.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными грунтами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода, до отметки дна водоема в ненарушенной состоянии.

3.2.4. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград промысловыми коллекторами газа (нефти), нефтегазосборными трубопроводами, нефтепроводами и водоводами пластовых и сточных вод следует предусматривать прокладку резервной нитки. При соответствующем обосновании резервную нитку разрешается предусматривать и при пересечении водных преград шириной до 75 м при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню воды при 10 % обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней.

Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий скважин, метанолопроводов к скважинам, трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается проектом на основании технико-экономического обоснования.

3.2.5. На подводных переходах диаметр трубопровода и диаметр резервной нитки следует принимать равными диаметру основной магистрали.

Расстояние между параллельными нитками подводных трубопроводов на русловых участках назначается исходя из инженерно-геологических и гидрогеологических условий, возможности производства строительных и ремонтных работ, исключающих повреждение соседних трубопроводов. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубленных в дно водоема, должны составлять 30 м при диаметре труб до 1000 мм включительно и 50 м - для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм.

На многониточных переходах трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, допускается прокладка основных ниток трубопровода в общей траншее.

3.2.6. Прокладку подземных трубопроводов на переходах через каналы и арыки оросительной системы следует предусматривать с заглублением ниже дна водотока на глубину не менее 1,0 м, считая от верха забалластированного трубопровода.

3.2.7. Подводные переходы в границах горизонта высоких вод (ГВВ) не ниже 1 % обеспеченности должны закрепляться против всплытия. В русловой части перехода следует применять кольцевые грузы или обетонирование, обеспечивающие их надежную устойчивость против смещений при возможных деформациях русла.

3.2.8. На переходах через водные преграды расчет балластировки промысловых нефтепроводов должен производиться из условия его полного опорожнения, т. е. без учета веса продукта.

3.2.9. На переходах через глубокие болота и озера при соответствующем технико-экономическом обосновании для предотвращения всплытия трубопроводов диаметром до 250 мм допускается вместо балластирующих устройств применять трубы с увеличенной толщиной стенки, обеспечивающей отрицательную плавучесть.

3.2.10. На подземных переходах через водотоки должны предусматриваться берегоукрепительные работы.

3.2.11. На переходах через нерестовые реки и ручьи трубопроводы следует прокладывать надземно на опорах с целью исключения воздействия на условия обитания ценных пород рыб, при этом трубы должны располагаться выше 1 % уровня ГВВ на величину не менее 1,0 м. Кроме того, должны быть предусмотрены мероприятия по защите выходов труб из грунта от ледохода и корчехода.

3.2.12. В случае максимальной глубины промерзания воды на внутриболотных озерах глубина заложения трубопроводов должна обеспечивать исключение вмерзания балластировочных грузов в лед.

Надземные переходы трубопроводов

3.2.13. При устройстве надземных переходов через естественные и искусственные препятствия следует максимально использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании для прокладки трубопроводов применяются специальные мосты. Прокладка трубопроводов по автодорожным мостам допускается в виде исключения, так при проектировании трубопровода в соответствии с требованиями к категории B и получении разрешения от заинтересованных организаций.

Наиболее простыми в исполнении являются балочные системы переходов (простые и усиленные). В тех случаях, когда по условиям рельефа местности, режима преграды, сложности устройства промежуточных опор или по другим соображениям величина необходимого расстояния между опорами больше той, которая может быть перекрыта балочными системами, следует применять висячие системы (вантовые, одноцепные и др.) или арочные конструкции.

Арочные конструкции переходов следует применять там, где по условиям эксплуатации дороги или водной преграды трубопровод должен быть приподнят на значительную высоту.

Величина перекрываемого пролета и конструктивная схема перехода устанавливаются в зависимости от характера препятствия, требований заинтересованных организаций, охраны окружающей среды, надежности эксплуатации и технико-экономических соображений.

3.2.14. При надземном пересечении оврагов, балок, ущелий, каналов, рек и других водных преград расстояние от низа трубы или конструкций пролетного строения следует принимать:

при пересечении оврагов, балок, малых водотоков, а также стоячих озер - не менее 0,5 м до уровня воды при 5 % обеспеченности;

при пересечении несудоходных, несплавных рек, больших оврагов, где возможен ледоход, и озер с поворотным течением воды и перемещением льда - не менее 0,2 м до уровня воды при 1 % обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов и требованиями проектирования мостов.

При наличии сплава и корчехода следует учитывать возможность образования заломов и заторов и расстояние до уровня воды при 1 % обеспеченности увеличивать до 1 м.

3.2.15. Пролеты надземных балочных переходов систем трубопроводов могут быть увеличены за счет помещения рабочего трубопровода в трубу большего диаметра, совместной работы двух труб, устройства шпренгелей и др. Непосредственная приварка к рабочему трубопроводу усиливающих элементов не допускается.

3.2.16. Совместная прокладка на одних опорах групповых надземных переходов трубопроводов и электролиний разрешается только для сетей, предназначенных для обслуживания трубопроводов (кабелей сигнализации, диспетчеризации, электропривода задвижек).

При этом электропроводка должна располагаться в трубах ниже трубопроводов на самостоятельных кронштейнах или подвесках.

3.2.17. На переходах через водные преграды по технологическим мостам допускается совместная прокладка газопроводов и совместная прокладка трубопроводов с жидкими горючими средами, если указанные трубопроводы относятся к одному технологическому узлу, например трубопроводы от одной дожимной насосной станции (ДНС).

3.2.18. При прокладке надземных трубопроводов в затопляемых поймах рек и водоемов, вне границ ледохода допускается временное затопление их водой при обеспечении условий, предотвращающих всплытие опор и самих трубопроводов. Изоляция таких участков должна быть усиленной.

Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

3.2.19. Переходы трубопроводов через железные дороги, вне-промысловые автомобильные дороги I - IV категорий и промысловые автомобильные дороги с усовершенствованным покрытием следует проектировать в местах прохождения дорог в насыпях или в нулевых отметках, угол пересечения трубопровода с дорогами должен быть 90°. Все пересечения необходимо согласовывать с владельцем транспортных магистралей. Прокладка трубопроводов через тело насыпи не допускается.

В местах пересечения трубопровода с автодорогами V категории, промысловыми автодорогами без усовершенствованных покрытий, автозимниками и лежневыми дорогами должны предусматриваться защитные мероприятия, исключающие повреждения трубопроводов. Места переезда обозначаются специальными знаками.

3.2.20. Участки трубопроводов в местах пересечения железных и автомобильных дорог должны заключаться в защитные футляры из стальных или железобетонных труб, в тоннели, диаметр которых определяется условиями производства работ и конструкцией перехода, но должен быть больше наружного диаметра трубы не менее чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

на переходах через железные дороги - на 25 м от осей крайних путей, но не менее чем на 5 м от подошвы откоса насыпи и на 3 м - от бровки откоса выемки или водоотводных сооружений (кювета, нагорной канавы и т.п.);

на переходах через автомобильные дороги - на 10 м от бровки земляного полотна, но не менее чем на 2 м от подошвы насыпи. На нефтепроводах и нефте-, продуктопроводах, пересекающих автодороги III и IV категорий, расстояние от бровки земляного полотна может быть сокращено до 5 м.

3.2.21. На обоих концах защитного кожуха должны быть предусмотрены уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства в целях охраны окружающей среды. На трубопроводах I и II категорий диаметром более 500 мм один из концов защитного кожуха должен иметь выход в отводной колодец или на трап с факелом.

3.2.22. Заглубление трубопроводов на переходах под железными дорогами должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до защитного футляра и по менее 0,5 м до него от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа. Заглубление трубопроводов под автомобильными дорогами должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дорог (проезжей части) до защитного футляра, а при его отсутствии - до верхней образующей трубопровода и не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

На переходах через железные и автомобильные дороги, проложенные на пучинистых и неустойчивых грунтах, следует предусматривать конструктивные мероприятия для исключения неравномерных пучений (осадок) основания дорог.

3.2.23. Места пересечения трубопроводов с железными дорогами должны быть удалены (по горизонтали) от стрелок и крестовин не менее чем на 10 м. При пучинистых и неустойчивых грунтах это расстояние увеличивается до 20 м.

3.3. Создание защитных (буферных) зон вокруг особо опасных трубопроводных систем

3.3.1. Защитные зоны создаются с целью предотвращения отрицательных воздействий трубопроводов на объекты, расположенные по границам этих зон, а также деятельности различных организаций на сохранность и безопасность работы самих трубопроводов.

3.3.2. Определяющие величину защитных зон минимальные расстояния от оси подземных, наземных и надземных трубопроводов различного назначения до объектов, зданий и сооружений следует принимать в соответствии со СНиПом.

3.3.3. В пределах защитных зон запрещается строительство каких-либо объектов без согласования с эксплуатирующей организацией.

3.3.4. Фактический материал по трубопроводу (исполнительная съемка), оформленный в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, должен быть передан в органы исполнительной власти на местах для нанесения его на районные карты землепользования.

3.3.5. Отвод земельных участков под строительство зданий и сооружений и прокладку коммуникаций в непосредственной близости от защитных зон осуществляется в порядке, установленном действующим законодательством, органами местной власти.

Предприятия, организации, учреждения и отдельные граждане (застройщики) до рассмотрения соответствующими органами местной власти ходатайства о предоставлении земельных участков вблизи защитных зон должны согласовать строительство с предприятием, эксплуатирующим трубопровод.

3.3.6. В проекте производства работ по проведению приемочных гидравлических испытаний промысловых трубопроводов в случае строительства трубопровода в пределах населенного пункта или в непосредственной близости от него для обеспечения безопасности населения должно быть предусмотрено оповещение населения через местное радио и прессу по заявке эксплуатирующей организации о проводимых испытаниях с выдачей письменного предупреждения территориальной администрации и землепользователям о недопустимости появления населения в защитной зоне во время испытаний.

3.3.7. До начала заполнения трубопровода транспортируемой продукцией должны быть выполнены все работы, предусмотренные проектом.

3.3.8. При необходимости производства в защитной зоне работ, связанных с использованием энергии взрыва, необходимо согласовать производство работ с эксплуатирующей трубопровод организацией и органами территориальной администрации и пожарной охраны.

3.4. Требования к оснащению технологических систем сбора средствами контроля, регулирования, противоаварийной защиты

3.4.1. Средства автоматизации контроля и регулирования должны обеспечивать:

контроль (местный и дистанционный) за ходом технологических процессов транспорта нефти и газа;

контроль состояния и режимов работы технологического оборудования;

измерение текущих параметров (давления, температуры, расхода, уровня, качества продукции);

возможность получения информации по отдельным контролируемым параметрам, их предельным величинам или отклонениям от установленных значений;

поддержание заданного технологического режима;

местное и дистанционное управление работой технологического оборудования.

3.4.2. Средства противоаварийной защиты должны предусматривать:

аварийную сигнализацию при выходе технологических параметров за предельные значения;

управление объектами систем сбора в целях предупреждения, определения, локализации и ликвидации аварий;

автоматическую блокировку оборудования, действующую независимо от других устройств управления.

3.4.3. Средства контроля, регулирования и противоаварийной защиты при опрессовке промысловых трубопроводов (ПТ) должны производить:

контроль давления на участке опрессовки и за отсекающей задвижкой;

контроль состояния задвижек и заглушек, отсекающих участок опрессовки;

сигнализацию (предупреждающую и аварийную) при предельных значениях давления на участке опрессовки;

аварийную остановку насоса;

местное и дистанционное управление запорной арматурой на участке опрессовки;

регулирование технологических параметров насоса.

3.5. Требования к оснащению промысловых трубопроводов средствами очистки

3.5.1. Очистка внутренней полости промысловых трубопроводов должна предусматриваться с целью восстановления их пропускной способности путем удаления парафина, песка, водяных и газовых скоплений и различных механических примесей, а также с целью снижения скорости коррозии труб за счет удаления скопления воды и механических примесей.

Узлы запуска и приема очистных устройств должны предусматриваться на трубопроводах диаметром 200 мм и более.

3.5.2. Выбор метода очистки (механический, химический, термический, комбинированный) и оснащения участка трубопровода комплексом оборудования для очистки его внутренней полости должен быть подтвержден технико-экономическим расчетом.

Очистка телескопических трубопроводов может производиться термическим или химическим (в том числе гелями) способами, а также скребками для труб переменного диаметра.

3.5.3. Участки трубопровода, подвергающиеся механическим методам очистки, должны удовлетворять следующим требованиям:

участок трубопровода должен быть сварен из труб одного диаметра с учетом возможности пропуска очистного устройства на всем его протяжении;

величины овальности труб, вмятин и гофр должны находиться в допустимых пределах;

участок не должен иметь подкладных колец, устройств, выступающих во внутреннюю полость трубопровода;

радиусы кривых вставок на участке должны быть не менее пяти диаметров трубопровода;

участок трубопровода должен быть оснащен полнопроходной запорной арматурой;

участок должен выдерживать нагрузки от пропуска очистных устройств.

3.5.4. Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода должен обеспечивать выполнение всех необходимых технологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из трубопровода загрязнений.

Комплекс оборудования должен содержать: камеры пуска и приема очистного устройства; оборудование для запасовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства; технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой; средства контроля и сигнализации за прохождением очистного устройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода загрязнений.

3.5.5. Камеры пуска и приема очистного устройства устанавливаются на фундаментах для обеспечения их несмещаемости в процессе эксплуатации. Они должны быть рассчитаны на нагрузки от пропуска очистных устройств и осевые усилия от температурного перепада и внутреннего давления. При необходимости камеры пуска очистных устройств должны быть конструктивно защищены от осевых усилий, обусловленных воздействием примыкающих к ним подземных трубопроводов. Герметизацию камер следует обеспечивать по I классу герметичности.

3.5.6. Оборудование для ввода и извлечения очистного устройства должно соответствовать требованиям пожаровзрывобезопасности, обеспечивать необходимую механизацию подготовительных работ, удобство и надежность в эксплуатации.

3.5.7. Технологическая обвязка камер пуска и приема должна обеспечивать возможность перевода работы камеры на пусковой контур при приеме очистных устройств.

3.5.8. Сооружения для сбора и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений (парафина, песка, воды, конденсата и т.д.) должны быть рассчитаны на максимально возможный объем загрязнений. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений должны иметь ограждения и находиться на безопасном расстоянии от пожароопасных объектов.

3.5.9. Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка. Очистное устройство должно быть оборудовано сигнальным устройством для определения его местонахождения.

3.5.10. Система управления комплексом очистного оборудования должна предусматривать возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства.

3.5.11. Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен обеспечивать полное удаление загрязнений из полости трубопровода, а очистные устройства - необходимую степень герметизации при движении по всей длине очищаемого участка.

3.5.12. Устройства для очистки полости трубопровода должны удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать полную очистку стенок труб от парафина, песка, продуктов коррозии, а также воды и конденсата;

перемещаться по кривым вставкам с радиусом, равным пяти диаметрам трубопровода, без нарушения работы конструктивных элементов трубопровода;

быть удобными для ввода в камеры пуска и извлечения из камер приема, обладать минимальным весом;

обеспечивать возможность замены герметизирующих и очистных элементов в случае выхода их из строя.

3.6. Обеспечение производства технологическими регламентами, согласование их с надзорными органами

3.6.1. Технологический регламент по эксплуатации трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды на промыслах является документом, содержащим требования к эксплуатации этих систем с целью поддержания оптимальных параметров работы трубопроводов, их согласования с параметрами работы всего месторождения, установок подготовки нефти, газа и воды, обеспечения достигнутого уровня надежности, безопасности, производственной санитарии, пожаровзрывобезопасности и охраны окружающей среды.

3.6.2. Регламенты составляются и утверждаются предприятиями, эксплуатирующими внутрипромысловые трубопроводы.

При необходимости привлекаются научно-исследовательские организации.

3.6.3. Регламенты составляются на основе достижений науки в техники в данной области к моменту разработки регламента. Регламент должен выполняться для конкретных проектных материалов, на конкретные технические решения. В случае, если на объектах трубопроводного транспорта применяются новые виды сырья, вспомогательных материалов, отходов и выбросов, научно-исследовательские организации - разработчики процессов обязаны ко времени выдачи регламента составить и согласовать технические условия на них, а также определить величины предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ для воздуха и водоемов санитарно-бытового и рыбохозяйственного назначения.

3.6.4. Регламент на систему трубопроводов сбора нефти, газа и воды должен содержать требования по:

техническому уровню и патентоспособности процессов;

технической характеристике транспортируемой продукции, основных и вспомогательных материалов;

технической характеристике отходов и выбросов;

технологии сбора и транспорта продукции на весь период эксплуатации месторождения;

расчету основных технологических параметров;

физико-химическим и теплофизическим свойствам транспортируемых веществ, сред и смесей;

рекомендации по конструкции и материальному оформлению оборудования на линейной части трубопроводов;

технической эксплуатации трубопроводов (поддержание и регулирование параметров; борьба с осложнениями - замораживанием, отложениями парафина, песка, окислов железа; борьба с коррозией; осуществление планово-предупредительных ремонтов; ликвидация аварий и т.д.);

контролю основных параметров работы и надежности трубопроводов (дистанционный контроль параметров, телемеханизация, дефектоскопия и т.д.);

технике безопасности, производственной санитарии и пожаровзрывобезопасности;

охране окружающей среды;

пуску, остановке и консервации отдельных участков трубопроводов;

технико-экономическому анализу эффективности работы трубопроводов с целью определения эффективности мер по повышению их надежности.

3.6.5. Регламенты составляются на систему сбора одного цеха в целом. При необходимости регламент может быть разработан на отдельный трубопровод. В этом случае он должен находиться в полном соответствии с регламентом на систему сбора цеха.

3.6.6. Регламенты подписываются руководителем составившей их организации, согласовываются с проектной организацией, разработавшей проект строительства трубопровода, контролирующими органами (Госгортехнадзором России, охраны природы, территориальными органами пожарной охраны), утверждаются руководителем эксплуатирующей организации.

3.6.7. Регламенты утверждаются с ограничением срока их действия в пределах не более трех лет.

Повторно утверждаемые регламенты представляются на согласование и утверждение в порядке, установленном для вновь разрабатываемых регламентов.

3.6.8. Ответственность за своевременный пересмотр регламентов несет эксплуатирующая организация, за качество регламентов - организация-разработчик.

3.6.9. Дополнения и изменения в утвержденный регламент вносятся организацией, составившей регламент. Дополненный и измененный регламент должен быть согласован и заново утвержден в порядке, установленном для вновь разрабатываемых регламентов.

3.7. Порядок внесения изменений в технологическую и проектную документацию

3.7.1. Под изменением действующего документа понимается любое исправление, исключение или добавление каких-либо данных.

3.7.2. Изменения, внесенные в документ, не должны нарушать взаимосвязи с документами, выпущенными ранее.

3.7.3. Любое изменение в документе, вызывающее какие-либо изменения в других документах, должно одновременно сопровождаться внесением соответствующих изменений во все взаимосвязанные документы.

3.7.4. Изменения в документ на всех стадиях его использования вносят на основании извещения об изменениях в соответствии с ГОСТ 2.503-90.

3.7.5. Выпускать извещения об изменениях в действующих документах имеет право только предприятие - держатель подлинников этих документов.

3.7.6. Изложенные в извещении указания обязательны для всех предприятий, применяющих измененную документацию.

3.7.7. Необходимые исправления документов, вызванные внесением ошибочных изменений, должны оформляться новыми извещениями об изменениях.

3.7.8. При обнаружении ошибки допускается немедленно вносить в копии, находящиеся в производстве, необходимые исправления, подписанные ответственными лицами, с последующим выпуском предварительного извещения или извещения об изменении.

Предварительное извещение имеет право выпускать как предприятие - держатель подлинников, так и предприятие - держатель учтенных копий или дубликатов.

3.7.9. Предприятие - держатель подлинников по всем поступившим от других предприятий предложениям об изменении в течение месяца после их получения обязано направить ответ или о принятии предлагаемых изменений, или об их отклонении с указанием конкретных причин отклонения или задержки предлагаемых изменений.

3.7.10. Все извещения об изменении и предварительные извещения, независимо от содержания предлагаемых изменений, должны быть согласованы с заказчиком.

3.7.11. Все извещения об изменении и предварительные извещения до представления на согласование заказчику должны быть оформлены всеми необходимыми согласующими подписями.

3.7.12. Предварительные извещения и предложения об изменении предприятия - держателя копий перед направлением предприятию - держателю подлинников должны быть согласованы с заказчиком.

3.7.13. Заказчику с извещением об изменении и предварительным извещением представляют при необходимости технические расчеты (отчеты по испытаниям), обосновывающие целесообразность и необходимость вносимых изменений.

Если заказчик не согласен с предлагаемыми изменениями, то он об этом дает обоснованное заключение.

4. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ И КОНСТРУКЦИЯМ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Общие положения

Применяемые для промысловых стальных трубопроводов трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и техническим характеристикам материала должны отвечать требованиям соответствующих нормативных документов.

Материал труб и детали трубопроводов следует выбирать в соответствии с действующими нормативами по материальному оформлению процессов, рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций с учетом опыта эксплуатации. Наряду со стальными могут применяться пластмассовые, полиметаллические и другие трубы.

4.2. Типы труб, область применения и требования к их качеству

4.2.1. Для трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные, сваренные током высокой частоты, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных, как правило, низколегированных сталей диаметром более 500 мм. Требования, предъявляемые к трубам для строительства трубопроводов с условным диаметром до 500 мм независимо от давления и от 500 мм и выше при парциальном давлении сероводорода 300 Па и менее, должны соответствовать положениям «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности». Применение спиральношовных труб любого диаметра в пределах участков категории В не допускается.

Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтяных месторождений), транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па, должны применяться трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 20295-74 и бесшовные (диаметром до 426 мм включительно) при отсутствии электросварных труб с необходимыми техническими характеристиками и прямошовные (диаметром более 426 мм) с удовлетворительной стойкостью против сероводородного растрескивания. Для трубопроводов нефтяных месторождений применяются трубы, указанные в п. 4.2.5.

4.2.2. Для трубопроводов газовых и газоконденсатных месторождений, транспортирующих влажные сероводородсодержащие среды, при давлении сероводорода более 300 Па следует применять трубы с учетом пп. 4.2.3 - 4.2.4, соответствующие требованиям приведенных ниже стандартов и технических условий.

Бесшовные трубы

ТУ 14-3-460-75 (трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов из ст. 20) - для категорий участков трубопроводов B, I, II;

ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатаные термообработанные из ст. 20) - для категорий участков трубопроводов III, IV;

ГОСТ 8731-87 (трубы стальные бесшовные горячеформированные группы B из ст. 20 и из ст. 10) - для категорий участков III, IV;

ГОСТ 8733-74 (трубы бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные термообработанные групп В и Г из ст. 20 и из ст. 10) - для категорий участков трубопроводов III, IV;

Примечание. Применение труб из ст. 20 и ст. 10 по ГОСТ 8731-74 ГОСТ 8733-74 в северной климатической зоне не допускается. Указанные трубы разрешается использовать в других климатических зонах при условии включения дополнительных требований по ударной вязкости, неразрушающим методам контроля, предельным отклонениям от геометрических размеров труб и гидравлическим испытаниям на уровне ТУ 14-3-1128-82, которые оговариваются при составлении заказа на трубы.

Электросварные прямошовные трубы

ТУS ХSS-40-77/ЯС (трубы электросварные диаметром 1020 мм из нормализованного листа) - для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6 % объемных;

ТУS Х46SS-28/40-83 (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм с двусторонним сварным продольным швом);

ТУ 28-КС-76-Т* (трубы электросварные диаметром 720 мм из нормализованного листа) - для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6 % объемных;

ТУ 28-79-SХ52* (трубы электросварные диаметром 720 мм из листа регулируемой прокатки) - для транспортирования газа, содержащего сероводород до 0,1 % объемных;

ТУ 40/78* Н₂S-КС (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм из листа регулируемой прокатки) - для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6 % объемных.

Примечание. Допускается использование только при ремонте действующих трубопроводов, построенных из труб, отмеченных звездочкой (*).

4.2.3. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8733-74, предназначенные для транспортирования газа, содержащего сероводород, при его парциальных давлениях более 300 Па (0,0030 кгс/см²), должны изготавливаться из катаной или кованой заготовки в соответствии с ГОСТ 1050-74 (применение литой заготовки не допускается), с испытанием механических свойств на растяжение по ГОСТ 10006-80 и испытанием на твердость по ГОСТ 9012-59, выполнением требований СНиП 2.05.06-85 по ударной вязкости и по предельным отклонениям от номинальных размеров.

4.2.4. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8733-74, ТУ 14-3-1071-82, соответствующие п. 4.2.3, допускается применить для участков трубопроводов категорий В, I и II при условии гидравлического испытания каждой трубы и контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой дефектоскопией).

4.2.5. Для строительства трубопроводов нефтяных месторождений, транспортирующих продукцию нефтяных скважин (нефть, нефтяной газ и воду) при давлении до 10 МПа и парциальных давлениях сероводорода выше 300 до 10000 Па, а также при более высоких парциальных давлениях при содержании сероводорода до 5 % и давлении до 0,6 МПа, должны применяться трубы по ГОСТ 20295-74, ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8733-74, ГОСТ 10705-80, ТУ 14-3-1073-82 (ст. 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1074-82 (ст. 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1190-83 (ст. 20-ЮЧ) с учетом ограничений, указанных в п. 4.2.8.

До освоения промышленностью необходимого сортамента труб по ГОСТ 20295-74 допускается применение труб по ТУ 14-3-377-75 и ГОСТ 1075-82, при этом трубы по ГОСТ 10705-82 следует применять только для участков трубопроводов II - IV категорий с условным диаметром до 400 мм включительно на рабочее давление до 2,5 МПа.

Трубы по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8733-74 должны заказываться с дополнительными требованиями по ударной вязкости гидроиспытанию, неразрушающему контролю, разделке кромок, а также по геометрии трубы из катаной или кованой (нелитой) заготовки.

4.2.6. Ограничения в применении труб по ГОСТ 20295-74:

для участков не выше категории I;

температура стенки в условиях эксплуатации должна быть не ниже минус 20 °С;

рабочее давление не выше 9,6 МПа.

4.2.7. Выбор труб для трубопроводов нефтяных месторождений с парциальным давлением сероводорода выше 300 Па, при давлении в трубопроводе выше 10 МПа следует производить в соответствии с пп. 4.2.2 - 4.2.5.

Для газлифтных систем и систем обустройства промыслов, работающих под давлением до 12,0 МПа, следует применять трубы по ТУ 14-3-1128-82.

Для систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует применять: при Р_исп до 20 МПа - трубы по ГОСТ 8732-78; при Р_исп, равном 20 МПа и более, - трубы по ГОСТ 550-75.

4.2.8. При определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агрессивные сероводородсодержащие среды и рассчитанных по несущей способности, добавляются:

С₁ - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб;

С₂ - добавка к толщине стенки на общую коррозию, определяемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубный стали в данной среде, с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.), их эффективности, проектируемого срока эксплуатации трубопровода.

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение добавки (02) по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами, с близкими условиями эксплуатации труб. Во всех случаях величина такой добавки должна быть не менее 2 мм.

Толщина стенки трубопроводов систем заводнения, транспортирующих пресные воды, определяется по несущей способности без добавки на коррозию С₂.

Толщина стенки с учетом коррозии определяется в соответствии с ВСН 2.38-85.

4.2.9. Ударная вязкость заводских сварных соединений труб, определяемая при минимальной температуре строительства, должна удовлетворять требованиям, приведенным в СНиП 2.05.06-85.

4.2.10. Во всех случаях применения стальных труб для сероводородсодержащих сред при парциальном давлении сероводорода выше 300 Па должна предусматриваться защита трубопроводов от внутренней коррозии (ингибиторы, защитные покрытия и др.).

4.2.11. Трубы считаются пригодными по качеству при условии, что:

они соответствуют требованиям ТУ и стандартов на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты;

отклонения наружного диаметра труб на протяжении не менее 200 мм от торца не превышают для труб диаметром 800 мм включительно предельных величин, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ, а для труб диаметром свыше 800 мм ± 2 мм;

отклонение толщины стенки по торцам не превышает предельных значений, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ;

овальность бесшовных труб не выводит их наружный диаметр за предельные отклонения, а сварных труб диаметром 426 мм и более - не превышает 1 % номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диаметру);

кривизна труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2 % длины трубы;

косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм;

на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы;

глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины;

в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков.

4.2.12. Трубы могут подвергаться ремонту, если:

глубина рисок, царапин и задиров на поверхности труб не превышает 5 % от толщины стенки;

вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5 % от внешнего диаметра;

глубина забоин и задиров фасок не более 5 мм;

на концевых участках труб имеются расслоения, которые могут быть удалены обрезкой.

4.2.13. Ремонт труб производится в соответствии с требованиями ВСН 006-89.

Ремонт и заключение о пригодности труб для дальнейшего использования оформляются актом по установленной форме.

4.2.14. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, перечисленные в 4.2.12, могут быть подвергнуты ремонту только по разрешению завода-изготовителя.

4.2.15. Трубы признаются непригодными для сооружения нефтегазопроводов, если они не отвечают требованиям пп. 4.2.11 и 4.2.12.

4.2.16. При измерении наружного диаметра труб, деталей трубопроводов и прочих деталей диаметром до 57 мм включительно за величину диаметра принимают среднее арифметическое измерений диаметра в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Измерения проводят штангенциркулем с погрешностью не более 1,0 мм.

4.2.17. Для труб и прочих деталей диаметром более 57 мм значение наружного диаметра Д, мм, вычисляют по формуле:

где П - периметр, мм, измеренный рулеткой с точностью 0,5 мм;

Т - толщина ленты рулетки, мм.

4.2.18. Толщину стенки измеряют с торцов труб и деталей штангенциркулем не менее чем в пяти, равномерно распределенных по окружности, точках с погрешностью не более 0,1 мм.

4.2.19. В местах, пораженных коррозией, толщину стенки измеряют с помощью ультразвукового толщиномера с погрешностью не более 0,1 мм.

4.2.20. Марка стали труб в соответствии с минимальными температурами эксплуатации и строительства трубопроводов, а также с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» выбирается в соответствии с прил. 22.

4.2.21. Размеры бесшовных и электросварных стальных труб принимаются по номенклатуре выпускаемых труб в соответствии с прил. 23, 24.

4.3. Запорная арматура

4.3.1. По способу присоединения к трубопроводу запорная арматура подразделяется на фланцевую, муфтовую и приварную. Муфтовая чугунная арматура рекомендуется только для трубопроводов с условным проходом не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды. Муфтовая стальная арматура может применяться на трубопроводах для всех сред при условном проходе не более 40 мм.

4.3.2. Маркировка арматуры производится в соответствии с ГОСТ 4666-75.

Маркировка должна быть нанесена на корпус и содержать: товарный знак завода-изготовителя; условное давление; диаметр условного прохода; стрелку, показывающую направление потока. На арматуре, изготовленной из стали со специальными свойствами, дополнительно должна указываться марка материала корпуса. Цвет отличительной окраски - по ГОСТ 4666-75.

Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с прил. 25, 26, 31.

4.3.3. Нормы герметичности (допустимый пропуск) устанавливаются по ГОСТ 9544-75.

4.3.4. Материал арматуры для трубопроводов необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять лишь в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам.

4.3.5. При выборе типа запорной арматуры (задвижки, вентиля, крана) следует руководствоваться диаметром трубопровода и характером перекачиваемой среды:

для трубопроводов с условным проходом свыше 50 мм в основном должны применяться задвижки, имеющие меньшее гидравлическое сопротивление, герметичность согласно ГОСТ 9544-75, меньшую строительную длину и переменное направление движения среды;

для трубопроводов с условным проходом менее 50 мм рекомендуется применять вентили, имеющие значительное гидравлическое сопротивление, препятствующее их применению на трубопроводах большего диаметра.

Краны следует применять, если использование задвижек или вентилей по каким-либо соображениям недопустимо или нецелесообразно.

Применение запорной арматуры в качестве регулирующей запрещается.

4.3.6. Запорная арматура, устанавливаемая на промысловых трубопроводах, должна соответствовать требованиям действующих ГОСТов, каталогов, нормалей машиностроения или специальных технических условий.

4.4. Фланцы

4.4.1. Фланцы и материалы для них следует выбирать по государственным и отраслевым стандартам с учетом рабочих параметров среды. Для высокоагрессивных сред и сред с температурами, на которые данные документы не распространяются, материал фланцев устанавливают по рекомендациям проектных или научно-исследовательских организаций (прил. 32).

4.4.2. Плоские приварные фланцы разрешается применять для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2,5 МПа и температуре среды не выше плюс 300 °С.

4.4.3. Для трубопроводов, работающих при условном давлении свыше 2,5 МПа или температуре свыше 300 °С, независимо от давления необходимо применять только стальные приварные встык фланцы.

4.4.4. Применение плоских стальных приварных фланцев с условным давлением до 1,0 МПа на трубопроводах, транспортирующих горючие, токсичные и сжиженные газы, не допускается.

4.4.5. Для фланцев в зависимости от свойств транспортируемых сред и их параметров применяются прокладки в соответствии с прил. 33.

Для фланцев, рассчитанных на Ру ≤ 2,5 МПа, можно применять только мягкие, спирально-навитые или металлические гофрированные с мягкой набивкой прокладки. При использовании металлических прокладок следует предусматривать фланцы на Ру не менее 4,0 МПа.

4.4.6. Для фланцев, рассчитанных на Ру от 6,3 МПа и более, вместо фланцев с уплотнительной поверхностью типа «выступ-впадина» можно применять соответствующие фланцы под прокладку овального сечения или с гладким соединительным выступом под зубчатую металлическую прокладку.

4.5. Прокладочные материалы

4.5.1. Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений в зависимости от свойств транспортируемой среды и ее рабочих параметров рекомендуется выбирать в соответствии с прил. 33.

4.5.2. Кроме материалов для прокладок, указанных выше, по рекомендациям проектных и научно-исследовательских организаций допускается применение во фланцевых соединениях прокладок из различных пластмасс с учетом их физико-химических свойств.

Прокладки из фторопластового уплотнительного материала и фторопласта следует устанавливать во фланцевых соединениях с уплотнительной поверхностью типа «шип-паз».

4.6. Фасонные детали трубопроводов

4.6.1. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации следует выбирать по действующим стандартам и техническим условиям (прил. 34 - 38).

4.6.2. Материал деталей трубопроводов, как правило, должен соответствовать материалу труб. При применении и сварке разнородных сталей руководствоваться указаниями раздела 8.

4.6.3. При изготовлении деталей трубопроводов на предприятиях необходимо руководствоваться действующими стандартами, техническими условиями и положениями настоящего документа.

4.7. Сварные детали трубопроводов

4.7.1. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться настоящим документом, отраслевыми стандартами и другими нормативными документами.

4.7.2. Сварку фасонных деталей трубопроводов, контроль качества их сварных стыков следует производить в соответствии с требованиями раздела 8.

Не допускается исправлять дефекты сварки подчеканкой или подваркой без предварительной вырубки дефектных мест.

4.7.3. Ответвления от трубопроводов могут быть выполнены одним из способов, указанных в ОСТ 36-45-81. При устройстве тройниковых соединений особое внимание следует уделять качеству сборки под сварку и сварочных работ. Не допускается усиливать сварные швы с помощью ребер жесткости.

4.7.4. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа. Технические требования к изготовлению тройников должны приниматься по ОСТ 36-49-81 и МН 4.750-63. Размеры сварных тройников из углеродистой стали Ду 65 - 400 мм следует назначать по ОСТ 36-46-81 (прил. 38), Ду 500 - 1400 мм по ОСТ 36-24-77.

Изготовление тройников в полевых условиях не допускается.

4.7.5. Отводы сварные с условным проходом 150 - 400 мм в соответствии с ОСТ 36-43-81 разрешается применять для трубопроводов при давлении Ру не более 6,3 МПа (прил. 35).

Отводы сварные с условным проходом 500 - 1400 мм в соответствии с ОСТ 36-21-77 можно применять для трубопроводов при давлении Ру не более 2,5 МПа.

4.7.6. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с Ду 250 - 400 мм по ОСТ 36-44-81 и Ду 350 - 400 мм по ТУ 35 1626-77 разрешается применять для трубопроводов при давлении Ру до 4,0 МПа (прил. 36), а с Ду 500 - 1400 мм по ОСТ 36-22-77 при Ру до 2,5 МПа.

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры и агрессивности среды соответствуют пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок стали.

Сварные швы переходов подлежат 100 % контролю ультразвуковым или радиографическим методами.

4.7.7. Сварные крестовины и развилки допускается применять для трубопроводов из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше плюс 250 °С.

Крестовины и развилки из электросварных труб допускается применять при давлении не более 1,6 МПа; при этом они должны быть изготовлены из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 2,5 МПа.

Крестовины и развилки из бесшовных труб допускается применять при давлении не более 2,5 МПа при условии изготовления их из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 4,0 МПа.

4.8. Гнутые и штампованные детали

4.8.1. Крутоизогнутые отводы разрешается применять для трубопроводов при Ру до 10,0 МПа в соответствии с ГОСТ 17375-83 (прил. 34).

4.8.2. Гладкогнутые отводы, изготавливаемые по ОСТ 36-42-81 из бесшовных труб на Ру до 10,0 МПа, применяют вместо крутоизогнутых и сварных отводов на трубопроводах с пульсирующим потоком среды, а также на трубопроводах при условном проходе Ду менее 40 мм в первую очередь в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода.

Пределы применения гладкогнутых отводов с радиусом гиба большим или равным двум наружным диаметрам трубы из труб действующего сортамента соответствуют пределам применения труб, из которых они изготовлены. Применение отводов с радиусом меньшим двух наружных диаметров трубы должно обосновываться поверочными расчетами гнутых отводов на прочность.

4.8.3. Концентрические штампованные переходы по ГОСТ 17378-83 (прил. 36) и штампованные тройники по ГОСТ 17376-83 (прил. 37) разрешается использовать при Ру до 10,0 МПа.

4.9. Заглушки

4.9.1. Заглушки рекомендуется выбирать в зависимости от рабочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации в соответствии с настоящим документом и действующими государственными и отраслевыми стандартами.

4.9.2. Приварные плоские и ребристые заглушки выбирают в соответствии с ОСТ 36-47-81 и ОСТ 36-48-81 для трубопроводов при давлении Ру до 2,5 МПа (прил. 39, 40).

4.9.3. Отбортованные заглушки по ГОСТ 17379-83 (прил. 41) разрешается устанавливать на трубопроводах при Ру до 10,0 МПа.

4.9.4. Быстросъемные заглушки по ТУ 38.11145-83 применяются в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей.

4.9.5. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, разрешается применять для трубопроводов с Ру до 10,0 МПа (прил. 42).

4.9.6. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также быстросъемные, выпускаемые по ТУ 38.11145-83, запрещается применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо. Необходимо обеспечить визуальный разрыв между трубопроводами.

4.9.7. Качество материала заглушек должно подтверждаться сертификатом. Допускается составлять один сертификат на партию заглушек. Сертификат на постоянные заглушки должен храниться в журнале учета установки - снятия заглушек.

На каждой заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии - на цилиндрической поверхности) должны быть четко выбиты номер заглушки, марка стали, условное давление и условный проход.

4.9.8. Устанавливают и снимают заглушки по указанию лица, ответственного за эксплуатацию трубопровода. Установка и снятие заглушек должны отмечаться в специальном журнале. Рекомендуемая форма журнала приведена в прил. 2.

4.10. Крепежные детали

4.10.1. Крепежные детали к фланцевым соединениям трубопроводов следует устанавливать в соответствии с государственными и отраслевыми стандартами (прил. 43):

а) болты - по ОСТ 26-2037-77, гайки к ним - ОСТ 26-2038-77;

б) шпильки - по ГОСТ 9066-75, ОСТ 26-2039-77, ОСТ 26-2040-77; гайки к ним - ГОСТ 9064-75, ОСТ 26-2038-77, ОСТ 26-2041-77.

При изготовлении шпилек, болтов и гаек твердость шпилек и болтов должна быть выше твердости гаек (прил. 44).

4.10.2. Материалы, применяемые для изготовления крепежных изделий, крепежные детали, поступающие на склад, должны иметь сертификат предприятия-изготовителя.

При отсутствии сертификата на материал предприятие - изготовитель крепежных деталей должно провести аттестацию материалов по результатам лабораторных испытаний и составить сертификат на них. Испытания проводятся по соответствующим стандартам или техническим условиям.

4.10.3. Не допускается изготовление крепежных деталей из кипящей, полуспокойной, бессемеровской и автоматной сталей. Материал заготовок или готовые крепежные изделия из качественных углеродистых, а также теплоустойчивых и жаропрочных легированных сталей должны быть термообработаны. Для крепежных деталей, применяемых при давлении до 1,6 МПа и рабочей температуре до плюс 200 °С, а также крепежных деталей из углеродистой стали с резьбой диаметром до 48 мм термообработка необязательна (прил. 45).

4.10.4. Крепежные детали для соединения фланцев из аустенитной стали должны быть изготовлены из стали того же класса, что и фланцы. Допускается применять фланцы, шпильки и болты из сталей различных классов (с различными коэффициентами линейного расширения), но при температуре выше плюс 100 °С их работоспособность должна быть подтверждена расчетом, данными эксплуатации или экспериментом.

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СТРОИТЕЛЬСТВУ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Общие положения

Требования к работам, выполняемым при строительстве трубопроводов, в равной степени распространяются на работы при реконструкции и капитальном ремонте с заменой участков трубопроводов.

5.2. Подготовительные работы

5.2.1. В стадии подготовительных работ заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала строительно-монтажных работ передать подрядчику техническую документацию на нее и на закрепленные на трассе строительства трубопровода пункты и знаки этой основы, в том числе:

знаки закрепления узлов поворота трассы;

створные знаки углов поворота трассы в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

створные знаки на прямолинейных участках трассы, установленные попарно в пределах видимости, но не реже чем через 1 км;

створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;

высотные реперы, установленные не реже чем через 5 км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные преграды (на обоих берегах);

пояснительную записку, абрисы расположения знаков и их чертежи;

каталоги координат и отметок пунктов геодезической основы.

Допустимые средние квадратические погрешности при построении геодезической разбивочной основы: угловые измерения ±2; линейные измерения 1/1000; определение отметок ±50 мм.

5.2.2. Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна выполнить на трассе следующие работы:

провести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых 2' и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы. Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы - не более чем на 3' и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, - не более 50 мм;

установить дополнительные знаки (вехи, столбы и пр.) по оси трассы и по границам строительной полосы;

вынести в натуру горизонтальные кривые естественного (упругого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба - через 2 м;

разбить пикетаж по всей трассе и в ее характерных точках (в начале, середине и конце кривых, в местах пересечения трасс с подземными коммуникациями). Створы разбиваемых точек должны закрепляться знаками, как правило, вне зоны строительно-монтажных работ; установить дополнительные реперы через 2 км по трассе.

5.2.3. До начала основных строительно-монтажных работ генподрядчик должен выполнить подготовительные работы на трассе.

5.2.4. Расчистку трасс под многониточные трубопроводы при одновременном их строительстве на обводненных и заболоченных участках необходимо выполнять на полную проектную ширину коридора.

5.2.5. Тип, конструкцию и ширину проезжей части временных проездов выбирают в зависимости от диаметров трубопроводов, количества одновременно укладываемых ниток, способов прокладки трубопроводов с учетом сезонности производства строительно-монтажных работ, несущей способности и естественного основания, наличия местных дорожно-строительных материалов. На сложных участках (болотах, переувлажненных и обводненных участках трассы) могут быть использованы следующие конструкции технологических проездов: со сборно-разборным покрытием; лежневые; деревогрунтовые; насыпные, армированные мелколесьем; насыпные с применением нетканых синтетических материалов (НСМ); грунтовые без покрытия; снежно-ледовые.

5.3. Земляные работы. Разработка траншей

5.3.1. Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от назначения и диаметра трубопроводов, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий в соответствии с действующими РД.

5.3.2. Для районов с глубиной промерзания 0,4 м и более в зимних условиях должны предусматриваться мероприятия по предохранению грунта от промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остатками и др.). Для сокращения продолжительности оттаивания мерзлого грунта в теплое время необходимо к периоду установления положительных температур удалить снег с полосы будущей траншеи.

5.3.3. При пересечении траншей с действующими подземными коммуникациями разработка грунта должна производиться в соответствии со СНиП 3.02.01-87 и требованиями безопасности, предъявленными владельцем пересекаемых коммуникаций.

5.3.4. До начала работы по устройству траншеи в скальных грунтах с ее полосы снимают вскрышной слой рыхлого грунта на всю глубину до обнажения скального грунта при толщине вскрышного слоя до 0,5 м. При меньшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятый грунт вскрыши укладывают на берме траншеи и используют при необходимости для подсыпки и присыпки трубопровода.

5.3.5. Разрабатывают траншеи в скальных грунтах после предварительного рыхления скального грунта механическим или буровзрывным способом и грубой его планировки в соответствии с проектом.

5.4. Транспортные и погрузочно-разгрузочные работы

5.4.1. Транспортные работы следует выполнять в соответствии с требованиями СНиПов, ГОСТов, правил дорожного движения и настоящих Правил.

5.4.2. Типы транспортных средств выбирают в зависимости от условий перевозок в соответствии с проектом производства работ.

5.4.3. Приемка труб грузополучателем производится согласно требованиям ГОСТов, ТУ и настоящих Правил (пп. 6.1.9 - 6.1.11).

5.4.4. Транспортные средства должны быть оборудованы обрезиненными кониками для изолированных труб, устройствами, обеспечивающими сохранность труб (секций) и регламентируемый свес их концов.

Трубы и секции малых диаметров (до 325 мм) для сокращения времени погрузки и выгрузки, обеспечения лучшей сохранности и повышения безопасности перевозок рекомендуется перевозить в пакетах.

5.4.5. Трубы (секции) с теплоизоляцией должны перевозиться на транспортных средствах со специальным оборудованием, позволяющим избежать повреждения теплоизоляции.

5.4.6. При выполнении погрузочно-разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применять торцевые захваты, стропы, траверсы, мягкие полотнища специальной конструкции, снижающие давление на кромки труб. Коники трубовозов необходимо оборудовать мягкими подкладками во избежание повреждения покрытия труб.

Запрещается использовать незащищенные стальные канаты в качестве такелажных средств.

5.4.7. Штабелирование обетонированных труб диаметром до 720 мм производят в четыре яруса, а с диаметром свыше 720 мм - в три яруса.

5.4.8. При перевозке на плетевозах число труб и трубных секций определяют с учетом грузоподъемности машин и размеров труб.

5.5. Противокоррозионная и тепловая изоляция

5.5.1. Типы и конструкции изоляционных и теплоизоляционных покрытий, а также материалы, применяемые для защиты от коррозии и для теплоизоляции трубопроводов, определяются проектом в соответствии с ГОСТ 25812-83.

Работы по нанесению изоляционных и теплоизоляционных покрытий следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.016-87, ГОСТ 25812-83, ГОСТ 16381-77.

5.5.2. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов с учетом технико-экономических расчетов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормативный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такирах, сорах и др.);

в болотистых, зоболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313 °К (40 °С) и выше;

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

5.5.3. Защиту трубопроводов осуществляют покрытиями: полимерными (экструдированными из расплава и порошковыми, оплавленными на трубах; липкими изоляционными лентами), на основе битумных изоляционных мастик комбинированных покрытий типа «Пластобит», наносимыми в заводских, базовых и трассовых условиях по соответствующей научно-технической документации (НТД).

5.5.4. Участки трубопроводов при надземной прокладке защищают алюминиевыми, цинковыми, лакокрасочными, стеклоэмалевыми покрытиями или консистентными смазками.

Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм; толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ 26-01-1-79) должна быть не менее 0,5 мм;

толщина покрытий из алюминия и цинка должна быть не менее 0,25 мм.

5.5.5. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2 - 0,5 мм.

5.5.6. Оценку состояния защитных покрытий осуществляют в процессе строительства трубопроводов как в период нанесения защитных покрытий, так и при приемке сооружений в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ 25812-83.

5.5.7. Тип и конструкция изоляционного покрытия в местах сварных соединений труб должны обеспечивать равнозначный защитный эффект основному покрытию.

5.5.8. Для строительства трубопроводов следует применять преимущественно трубы с изоляционным и теплоизоляционым покрытием, нанесенными в заводских и базовых условиях, и предусматривать соответствующие мероприятия по сохранности изоляции и теплоизоляции от механических повреждений при складировании, погрузочно-разгрузочных операциях, транспортировке и укладке трубопроводов.

5.5.9. Конструкция тепловой изоляции назначается проектом и включает антикоррозионные теплоизоляционные и гидроизоляционные покрытия.

5.5.10. Теплоизоляцию в трассовых условиях наносят только при отсутствии в близлежащих районах строительства баз или цехов по теплоизоляции труб.

5.5.11. Теплогидроизолированные трубы, трубные секции, узлы и детали, а также материалы для их изготовления следует производить в соответствии с технологическим регламентом, утвержденным в установленном порядке; они должны отвечать требованиям действующих технических условий и стандартов.

5.5.12. Крановые узлы, отводы, тройники, катодные выводы, задвижки следует изолировать покрытиями, которые определены проектом:

на подземной части и не менее 15 см над землей - битумными мастиками или полимерными липкими лентами;

на надземной части - покрытиями, применяемыми для защиты трубопровода от атмосферной коррозии.

5.6. Устранение повреждений заводских изделий и труб

5.6.1. Перед монтажом изделия и трубы должны пройти приемку, при этом изделия и трубы не должны иметь недопустимых дефектов, регламентированных техническими условиями на поставку.

Обнаруженные дефекты определенных размеров могут быть устранены.

5.6.2. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб длиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. При этом на трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кГс/мм²) допускается правка вмятин и демонтированных концов труб при положительных температурах без подогрева. При отрицательных температурах окружающего воздуха необходим подогрев на 100 ÷ 150 °С. На трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кГс/мм²) и выше - с местом подогревом на 150 ÷ 200 °С при любых температурах окружающего воздуха.

Участки и торцы труб с вмятиной глубиной более 3,5 % диаметра трубы или имеющие надрывы необходимо вырезать.

Допускается ремонт сваркой забоин и задиров фасок глубиной до 5 мм.

Концы труб с забоинами и задирами фасок глубиной более 5 мм следует обрезать.

5.6.3. Ремонт заводского изоляционного покрытия следует производить на трубосварочной базе после сварки труб в секции, а также на трассе после сварки труб или секций в плеть до опуска трубопровода в траншею.

5.6.4. Отслоившееся от металла покрытие в зоне дефекта должно быть удалено, а края оставляемого покрытия зачищены шлифовальной машинкой с круглой металлической щеткой. Переход от металла к покрытию должен иметь угол скоса не более 30 °С.

Участок вокруг дефекта необходимо тщательно очистить от загрязнений, наледи, влаги на расстоянии не менее 20 см от края оставляемого покрытия.

Поверхность металла на участке дефекта необходимо очищать от ржавчины, пыли и влаги с помощью проволочных щеток и др.

При ремонте повреждений противокоррозионных покрытий применяют конструкции усиленного типа.

5.6.5. Ремонту подлежат все сквозные повреждения полиэтиленового покрытия, обнаруженные дефектоскопом, а также повреждения с оставшимся на трубе слоем полиэтилена толщиной менее 1,5 мм.

5.6.6. Ремонт повреждений эпоксидного покрытия следует производить жидкими эпоксидными композициями или термоусаживающимися манжетами.

5.6.7. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, могут быть подвергнуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом-изготовителем.

5.6.8. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно-механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

5.6.9. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

5.6.10. На стальной литой арматуре допускается исправление электросваркой:

единичных (до двух) раковин на уплотнительных и опорных поверхностях;

газовых и иных раковин местного характера, давших течь при гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных раковин, занимающих в сумме не более 10 % поверхности отливки, при условии, что расстояние между кромками дефектных мест после их разделки не менее 50 мм;

дефектов в стойках и маховичках;

дефектов на опорных поверхностях гнезда под кольцо и корпусах задвижек и клапанов путем наплавки всей опорной поверхности.

5.6.11. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре. Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

5.7. Повороты, изготовленные из труб, отводы

Повороты трубопроводов в вертикальной и горизонтальной плоскостях следует выполнять упругим изгибом сваренной нитки трубопровода или монтажом криволинейных участков из гнутых отводов.

Если на отдельных участках трассы в соответствии с проектом необходимо выполнить повороты малого радиуса, которые не могут быть получены при изгибе труб на станках холодного гнутья, кривые поворота следует выполнять из крутоизогнутых отводов горячего гнутья и штампосварных отводов.

5.8. Укладка труб в траншею

5.8.1. Укладку труб следует выполнять в соответствии с требованиями проекта в зависимости от принятой технологии и способа производства работ.

5.8.2. При укладке трубопровода в траншею должны обеспечиваться:

правильный выбор количества и расстановки кранов-трубоукладчиков и минимально необходимой для производства работ высоты подъема трубопровода над землей с целью предохранения трубопровода от перенапряжения, изломов и вмятин;

сохранность изоляционного покрытия трубопровода;

полное прилегание трубопровода к дну траншеи по всей его длине;

проектное положение трубопровода.

5.8.3. При производстве работ по изоляции и укладке изолированный трубопровод следует опускать кронами-трубоукладчиками, оснащенными мягкими полотенцами.

5.8.4. При укладке трубопровода в траншею допускается: минимальное расстояние между трубопроводом и стенками траншеи - 100 мм, а на участках, где предусмотрена установка грузов или анкерных устройств, - 0,45Д + 100 мм, где Д - диаметр трубопровода.

5.8.5. На участках трассы, где предусматривается большое количество технологических разрывов, и в местах частого чередования углов поворота трассы, а также на участках с продольным уклоном рельефа местности выше 15° укладку трубопровода следует производить методом последовательного наращивания из одиночных труб или секций (плетей) непосредственно в проектном положении трубопровода (на дне траншеи).

5.8.6. В изоляционно-укладочной колонне в холодное время года или при наличии на трубопроводе влаги необходимо иметь сушильную установку, которую располагают в головной части колонны.

5.8.7. При совмещенном способе изоляционно-укладочных работ их выполнение допускается при температуре окружающего воздуха не ниже минус 30 °С в соответствии с техническими условиями на изоляционные материалы.

5.8.8. При раздельном способе производства изоляционно-укладочных работ очистку, грунтовку и изоляцию трубопровода разрешается производить при температуре окружающего воздуха минус 30° и выше, а укладку изолированного трубопровода - при температуре не ниже минус 20 °С.

Преимуществом раздельного способа изоляционно-укладочных работ является то, то грунтовка имеет возможность подсохнуть и набрать адгезию.

5.8.9. При последовательной укладке в одну траншею нескольких трубопроводов должны быть приняты меры по сохранности уже уложенных трубопроводов.

5.9. Засыпка траншеи

5.9.1. Засыпка траншеи производится вслед за спуском трубопровода и выдержкой времени, необходимого для процессов полимеризации и набора адгезивной прочности изоляцией, установкой балластных грузов или анкерных устройств.

Места установки запорной арматуры, тройников, контрольно-измерительных пунктов электрохимзащиты засыпаются после их установки и приварки.

5.9.2. Перед засыпкой трубопровода, уложенного в траншею, должны быть выполнены:

проверка правильного положения трубопровода и плотного его прилегания к дну траншеи;

проверка качества изоляционного покрытия, при необходимости его исправление;

проведение работ по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений при засыпке (предусмотренных проектом);

получение письменного разрешения от заказчика на засыпку уложенного трубопровода;

выдача машинисту землеройной техники наряда-заказа на производство работ по засыпке.

5.9.3. Для предохранения изоляции укладываемого в траншею трубопровода на дне траншеи устраивают «постель» из мягкого привозного или вскрышного грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями дна траншеи. Возможно применение для этих целей карбамидных пенополимерных материалов. Постель устраивают преимущественно с помощью роторных или одноковшовых экскаваторов или роторных траншеезасыпателей. Для предохранения изоляции трубопровода от падения больших кусков породы устраивают присыпку трубопровода мягким привозным или вскрышным грунтом высотой 20 см от верхней образующей трубы.

При отсутствии мягкого грунта подсыпку и присыпку можно заменять устройством сплошной футеровки из деревянных реек или соломенных, камышовых, пенопластовых и других матов.

5.9.4. Засыпку трубопровода, уложенного в траншею, выполненную в мерзлых грунтах, осуществляют как в обычных условиях, если после укладки трубопровода непосредственно сразу после разработки траншеи и устройства подсыпки (при необходимости) грунт отвала не подвергся смерзанию. В случае смерзания грунта отвала во избежание повреждения изоляционного покрытия трубопровода его необходимо присыпать талым грунтом или мелкоразрыхленным мерзлым грунтом на высоту не менее 20 см от верха трубы. Дальнейшую засыпку трубопровода выполняют грунтом отвала с помощью бульдозера или роторного траншеезасыпателя, который способен разрабатывать отвал с промерзанием на глубину до 0,5 м. При более глубоком промерзании отвала грунта необходимо его предварительно разрыхлить механическим или буровзрывным способом. При засыпке мерзлым грунтом над трубопроводом делают грунтовый валик с учетом его осадки после оттаивания.

5.9.5. Засыпку разработанных траншей на болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несущую способность, осуществляют так же, как и при засыпке траншей в обычных мерзлых грунтах.

5.9.6. После засыпки трубопровода, проложенного на нерекультивируемых землях, над трубопроводом устраивают валик, высота которого должна совпадать с ожидаемой величиной осадки грунта засыпки. После засыпки трубопровода минеральным грунтом на рекультивируемых землях в летнее время его уплотняют многократными проходами гусеничных тракторов или пневмокатков. Уплотнение грунта должно осуществляться до заполнения трубопровода транспортируемым продуктом. По уплотненному грунту укладывают, затем разравнивают ранее снятый плодородный слой.

5.10. Восстановление трассы и работы по рекультивации

5.10.1. После окончания строительно-монтажных работ должны быть проведены работы по восстановлению трассы и рекультивации почвы (техническая и биологическая) с целью:

предотвращения или нейтрализации термической, водной и ветровой эрозии, термокарста, солифлюкции, оползней и др.;

восстановления естественного поверхностного стока и дренажной сети;

сохранения температурного режима вечномерзлых грунтов, близкого существовавшему до начала строительства;

восстановления плодородия почвы;

предотвращения процессов подтопления и заболачивания территории;

восстановления коренной растительности или антропогенных фитоценозов, предотвращения опустынивания;

обеспечения миграции оленей и других животных, сохранения мест обитания местной фауны.

5.10.2. Рекультивации подлежат:

трассы трубопроводов по всей ширине отвода;

территории временных поселков строителей после их демонтажа;

нарушенные участки поверхности на трассах временных зимних дорог;

карьеры;

территории вокруг наземных сооружений, нарушенные при строительстве;

береговые участки в местах переходов и переходы через малые реки, на которых устроены перемычки для прохода строительной техники;

участки территории, на которых развились эрозионные процессы, овраги, термокарст, солифлюкция и другие мерзлотные процессы;

оленьи пастбища, пути миграции оленьих стад;

любые другие территории в районе строительства, нарушенные в результате прохода транспортных средств, загрязненные производственными и бытовыми отходами, нефтепродуктами и др.

5.10.3. После завершения засыпки трубопровода в пустынях и полупустынях и прекращения транспортировки грузов вдоль трассы целесообразно осуществление механических приемов пескозакрепления, направленных на уменьшение ветропесчаного потока на всей полосе отвода и нарушенных участках.

5.11. Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

5.11.1. Для сооружения электрохимической защиты промысловых трубопроводов от коррозии следует применять средства и установки катодной, электродренажной, протекторной защиты, электрические перемычки, контрольно-измерительные пункты и конструктивные узлы типовых проектов.

Выбор средств защиты осуществляется на основе технико-экономических расчетов, учитывающих коррозионную активность грунтов, фактические скорости коррозии внутренней и наружной поверхностей трубопроводов с учетом проведения защитных мероприятий при обеспечении проектного срока службы.

Необходимо применять комплексную защиту сети промысловых трубопроводов от подземной коррозии. Отдельную трубу можно защищать только при гарантии отсутствия вредных влияний ее защиты на соседние трубопроводы.

5.11.2. Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты (ЭХЗ), должны соответствовать спецификации проекта, ГОСТам и ТУ и иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта, удостоверяющие качество оборудования, изделий и материалов.

5.11.3. При сооружении ЭХЗ следует соблюдать требования к монтажу отдельных видов оборудования, установленные технической документацией заводов-изготовителей, ТУ, ГОСТ 9.602-89, ГОСТ 25812-83, ГОСТ 26251-84, ГОСТ 16149-70.

5.11.4. Устройство всех установок (сооружений) ЭХЗ трубопроводов и питающих линий электропередачи, а также их включение и наладка должны быть полностью закончены к моменту сдачи трубопровода в эксплуатацию.

5.11.5. Устройства ЭХЗ трубопроводов, предусмотренные проектом, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение не более месяца после укладки участка трубопровода, а во всех остальных случаях - до начала работы рабочих приемочных комиссий, но не позднее трех месяцев после укладки участка трубопровода.

5.11.6. Контрольно-измерительные пункты по трассе трубопровода строительная организация должна смонтировать и опробовать до проверки изоляционного покрытия способом катодной поляризации.

5.11.7. Присоединение перемычек и контрольно-измерительных проводов к другим сооружениям, а также дренажного кабеля к токоведущим частям электрифицированного рельсового транспорта (электрифицированных железных дорог, трамвая) следует производить при наличии разрешения и в присутствии представителей соответствующих эксплуатирующих организаций.

5.11.8. Кабели и провода, вводимые в установки электрозащиты, контрольно-измерительные пункты и другие электрические приборы должны быть маркированы строительно-монтажной организацией в соответствии с проектной документацией.

5.11.9. Приварку проводов установок электрохимической защиты и контрольно-измерительных пунктов к трубопроводу следует производить:

термитной или электродуговой сваркой к поверхности трубопровода - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву менее 539 МПа;

только термитной сваркой с применением медного термита к поверхности трубопровода или электродуговой сваркой к продольным или кольцевым швам - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа и более.

5.11.10. При сооружении установок ЭХЗ допускаются предусмотренные в проекте следующие отклонения от мест их размещения и подключения:

для катодных станций, электродренажей и глубинных анодных заземлений - в радиусе не более 0,5 м;

для протекторов и анодных заземлителей, а также места подключения соединительного кабеля к трубопроводу и контрольно-измерительных пунктов - не более 0,2 м;

места подключения соединительных проводов и дренажных кабелей к трубопроводу должны быть не ближе 6 м от мест подключения к нему ближайшего контрольно-измерительного пункта;

при установке заземлителей, протекторов и укладке соединительных кабелей и проводов в траншее допускается увеличение проектной глубины заложения не более 0,1 м; уменьшение проектной глубины заложения не допускается.

5.11.11. По мере готовности строительно-монтажных работ по сооружению системы ЭХЗ подрядная строительно-монтажная организация должна выполнить:

измерений сопротивления изоляции кабеля, которое должно быть не менее проектных и паспортных значений;

измерение сопротивления растеканию анодных и защитных заземлений, сопротивления кабельных линий, которые не должны превышать проектных значений;

проверку стрел провисания проводов воздушных линий электропередачи, которые не должны отличаться от проектных значений более чем на ±5 %.

5.11.12. Работы по опробованию необходимо осуществлять в два этапа:

индивидуальное опробование отдельных защитных установок;

комплексное опробование системы ЭХЗ от коррозии всего объекта в целом.

5.11.13. Индивидуальное опробование отдельных установок ЭХЗ по мере завершения их монтажа должна выполнить строительно-монтажная организация в присутствии представителей заказчика и заинтересованных организаций в соответствии с требованиями завода-изготовителя и проекта.

5.11.14. Индивидуальное опробование следует производить не ранее чем через 8 дней после окончания монтажа анодного заземления. В процессе этих работ проверяют соответствие фактического значения сопротивления растеканию защитного и анодного заземлений проектным значениям и испытывают катодные установки не менее 72 часов в максимальном режиме. После 72-часового испытания должно быть проверено состояние всех узлов и элементов защитной установки, оформлен паспорт на каждую установку и составлен акт приемки оборудования заказчиком.

5.11.15. Работы по опробованию совместной ЭХЗ для двух и более объектов должна выполнять строительно-монтажная организация в присутствии представителей заказчика и заинтересованных организаций, при этом должен быть составлен акт на контрольные измерения по проверке отсутствия вредного влияния устройств защиты.

5.11.16. Работы по комплексному опробованию системы ЭХЗ, производимые для определения готовности их к вводу в эксплуатацию, осуществляются заказчиком совместно со строительной и другими заинтересованными организациями.

5.11.17. При пусконаладочных работах для каждой установки ЭХЗ необходимо производить:

определение протяженности зоны защиты и потенциалов «труба - земля» в точке дренажа каждой защитной установки при величине тока в соответствии с данными проекта;

определение потенциалов «труба - земля» в точке дренажа и силы тока защитной установки при минимальном, максимальном и промежуточном режимах выходного напряжения установки электрозащиты;

оценку влияния работы защитной установки на смежные подземные коммуникации и кабели связи при запроектированном режиме работы.

5.11.18. Фактическая протяженность защитной зоны каждой установки электрохимической защиты, определенная в процессе пусконаладочных работ для половины ее максимального выходного напряжения, должна быть не менее проектного значения; при этом потенциалы «труба - земля» в точках дренажа должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.015-74.

5.11.19. После завершения комплексного опробования системы ЭХЗ от коррозии объекта в целом необходимо составить акт рабочей комиссии о приемке законченной строительством системы ЭХЗ с рекомендациями по регионам ее эксплуатации.

5.11.20. Если данные ЭХЗ измерений свидетельствуют о недостаточной их мощности, некачественно выполненной изоляции трубопроводов или о невозможности достижения проектных параметров защитных установок при полном соблюдении требований рабочих чертежей, то заказчик, проектная организация и генподрядчик во взаимно согласованные сроки должны принять меры по обеспечению требуемой защиты трубопровода от подземной коррозии.

5.11.21. Последующую регулировку системы защиты от коррозии всего объекта в целом должна произвести эксплуатирующая организация не ранее чем через 6 месяцев после приемки ее в эксплуатацию, но не позднее чем в течение первого года ее эксплуатации.

6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА, ОЧИСТКА, ИСПЫТАНИЕ И ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

6.1. Проверка качества строительства трубопроводов. Вид и объем требуемой проверки

6.1.1. Контроль качества строительства трубопроводов, вид и объем требуемой проверки определяются требованиями ВСН.

6.1.2. Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации.

В процессе подготовительных работ исполнители контролируют правильность закрепления трассы, соответствие работ по расчистке трассы от леса требованиям проекта и действующих нормативных документов лесного законодательства; соответствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требованиям проекта; качество выполнения водопропускных сооружений; крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, нагорных и дренажных канав; величину уклонов, ширину проезжей части, радиусов поворотов вдольтрассовых дорог; наличие разъездов; несущую способность транспортных коммуникаций.

6.1.3. Способы производства земляных работ определяются проектным решением и должны выполняться в соответствии с отраслевыми нормативными документами.

В процессе земляных работ должны контролироваться отклонения оси вырытой траншеи от разбивочной, фактическая отметка дна траншеи, фактическая отметка рекультивированной полосы, высота валика засыпки, отклонения размеров насыпи.

6.1.4. Обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов достигается:

а) проверкой квалификации сварщиков;

б) контролем исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной и распределительной арматуры (входным контролем);

в) систематическим операционным (технологическим) контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки;

г) визуальным контролем (внешним осмотром) и обмером готовых сварных соединений (для сварных соединений, выполненных двусторонней автоматической сваркой под слоем флюса, - дополнительно по макрошлифам);

д) проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля в соответствии с табл. 6.1;

е) механическими испытаниями сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой сплавлением, сваркой вращающейся дугой и паяных соединений.

Действия, направленные на обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов, регламентированы разделом 8 настоящих Правил.

Таблица 6.1

Контроль качества сварных соединений промысловых трубопроводов при сварке плавлением

 

6.1.5. Приемочный контроль состояния изоляции законченных после строительства участков трубопроводов осуществляют в соответствии с ГОСТ 25812-83.

Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо:

найти места повреждений и провести ремонт;

повторно испытать изоляцию.

6.1.6. Все скрытые работы должен принять заказчик, о чем составляют акт, в котором делают отметку о разрешении выполнять работы.

Для приемки скрытых работ подрядчик обязан вызвать представителя заказчика. Если представитель заказчика не явился в указанный подрядчиком срок, то последний составляет односторонний акт.

6.1.7. Промежуточной приемке с составлением актов на скрытые работы подлежат:

поверхностные и глубинные анодные заземления;

протекторные установки;

кабели, прокладываемые в земле;

контрольно-измерительные пункты, электрические перемычки;

защитные заземления установок электрохимзащиты и трансформаторного пункта;

изолирующие фланцы.

6.1.8. При осмотре и промежуточной приемке скрытых работ проверяют:

соответствие выполненных работ проекту;

качество применяемых материалов, деталей, конструкций;

качество выполнения строительно-монтажных работ.

6.1.9. В производство допускают материалы и изделия только при наличии сертификатов, паспортов или других сопроводительных документов от заводов-поставщиков. При неполных сертификатных данных или отсутствии сертификатов изделия можно применять только после проведения испытаний и исследований, подтверждающих их соответствие требованиям стандартов или технических условий.

6.1.10. При этом осуществляется входной контроль труб и деталей, поступающих для строительства трубопровода, в объеме, установленном техническими условиями. Проверяется наличие и содержание маркировки.

6.1.11. В каждой партии труб (выборочно, но не менее двух труб) подвергают контролю механические свойства металла в объеме, предусмотренном техническими условиями на трубы.

6.1.12. При резке труб на каждый вновь образованный конец наносят маркировку предприятия - поставщика труб (номер партии и марку стали) и заверяют клеймом ОТК предприятия - изготовителя сборочных единиц. В месте реза измеряют наружный диаметр и толщину стенки трубы.

6.1.13. Детали трубопроводов, входящие в сборочные единицы, подвергают контрольной проверке на соответствие их техническим требованиям на поставку. Проверке подлежат: паспорта на детали (на партию), подтверждающие соответствие деталей требованиям стандартов и рабочих чертежей; маркировка; наружные и внутренние поверхности на отсутствие повреждений при транспортировании и разгрузке; поверхность на отсутствие коррозии и дефектов металла (трещин, раковин, забоин); места уплотнения и кромки под сварку на качество обработки.

6.1.14. Полученные при освидетельствовании результаты внешнего осмотра и инструментального контроля заносят в ведомость. В ведомости должны быть отмечены трубы и другие элементы, подлежащие ремонту.

6.1.15. Трубы (детали, элементы арматуры), прошедшие освидетельствование, должны быть промаркированы.

Маркировка производится на расстоянии 100 - 150 мм от торца несмываемой краской в следующем порядке:

порядковый номер трубы (детали, элемента арматуры);

индекс категории, к которой отнесена труба (деталь, элемент арматуры) после освидетельствования:

П - пригодный для использования в газонефтепроводном строительстве;

Р - требующие ремонта для дальнейшего использования в газонефтепроводном строительстве;

У - пригодные для использования в других отраслях народного хозяйства;

Б - непригодные к дальнейшему использованию.

6.1.16. По результатам освидетельствования комиссия составляет акт, в котором указывается число освидетельствованных труб и число труб с различными индексами категории.

6.1.17. В акте должны быть указаны причины, в результате которых трубы требуют ремонта или пришли в негодность.

Материалы освидетельствования труб и предложения о привлечении к ответственности лиц, допустивших нарушения в их хранении и использовании, представляются объединению (тресту).

6.2. Очистка полости и испытание промысловых трубопроводов

6.2.1. Очистку полости и испытание промысловых трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями ВСН.

6.2.2. Промысловые трубопроводы должны подвергаться очистке полости и испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочим проектом и проектом организации строительства (ПОС).

6.2.3. Промысловые трубопроводы должны очищаться и испытываться по специальной рабочей инструкции, за исключением промысловых нефтепроводов и нефтегазопроводов нефтяных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа, очистка полости и испытание которых должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой заказчиком и строительно-монтажной организацией применительно к конкретному промыслу.

6.2.4. Специальная рабочая инструкция на очистку полости и испытание составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией для каждого конкретного трубопровода с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытаний трубопроводов.

6.2.5. Очистку полости трубопровода выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств.

6.2.6. Промывку производят пропуском поршней-разделителей с предварительным заполнением трубопровода водой.

6.2.7. Вид испытаний (на прочность, герметичность), способ испытания (гидравлическое, пневматическое, комбинированное), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытания необходимо принимать в соответствии с проектной документацией.

Проектную величину испытательных давлений определяют в соответствии с руководящими документами.

6.2.8. При испытании трубопроводов воздухом или газом, не имеющими запаха, последние должны быть предварительно одорированы.

Испытания проводятся установленной арматурой.

6.2.9. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть установлены и обозначены знаками безопасности зоны, указанные в табл. 6.2, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ.

Таблица 6.2

Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

6.2.10. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены и обозначены на местности знаками безопасности опасные зоны, указанные в табл. 6.3.

Таблица 6.3

Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

6.2.11. Запрещается проведение испытаний трубопроводов на прочность и продувка их в ночное время.

6.2.12. До начала продувки и испытания трубопровода необходимо снять напряжение с воздушных линий электропередачи, находящихся в опасной зоне.

6.2.13. При продувке минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, населенных пунктов следует принимать по табл. 6.2 настоящих Правил.

6.2.14. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.

6.2.15. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом. Пневматические испытания трубопроводов, ранее использовавшихся для транспортировки углеводородных взрывоопасных сред, должны проводиться только инертными газами.

6.2.16. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны:

а) вести наблюдения на закрепленных за ними участках трубопровода;

б) не допускать нахождения людей, животных и движения транспорта в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения;

в) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки, испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

При испытании наземных и надземных трубопроводов размеры опасных зон, указанные в табл. 6.2, должны быть увеличены в 1,5 раза.

6.2.17. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода с природным газом должно быть произведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 0,1 МПа в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2 % по показаниям газоанализатора.

6.2.18. При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже I и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.

Технологические процессы поднятия давления и выдержки трубопровода при испытательном давлении должны быть зафиксированы в журнале испытаний.

По эпюре испытательных давлений следует назначать точку контроля давления при испытаниях, определять расчетное давление опрессовочных агрегатов и место их расположения.

6.2.19. В процессе выдержки трубопровода под испытательным давлением обеспечивается наблюдение за показаниями приборов контроля давления и температуры воды с записью в журнале наблюдений или на диаграммную бумагу с самопишущих приборов, установленных на постах наблюдений.

6.2.20. Данные показаний приборов фиксируются в рабочих журналах наблюдений через каждый час. В рабочих журналах фиксируются также все моменты (периоды) снижения (повышения) давления.

6.2.21. В процессе гидравлических испытаний на каждом из испытываемых участков может наблюдаться постепенное снижение (повышение) испытательного давления вследствие снижения (повышения) температуры воды в трубопроводе за счет влияния теплового поля окружающей трубопровод среды.

6.2.22. Величина снижения (повышения) испытательного давления по показаниям приборов не должна отличаться от значений, определяемых по формуле (6.1) с учетом замеренных температур воды:

                                                       (6.1)

где ΔD - изменение давления, кгс/см²; Δt - изменение температуры, град.; β_t - коэффициент температурного расширения воды, 1/град.; α - коэффициент температурного расширения, стали, 1/град.; Дн - наружный диаметр трубопровода, мм; С - коэффициент объемного сжатия воды, 44,3 · 10⁶ см²/кгс; Е - модуль упругости стали, 2,1 · 10⁶ кгс/см²; δ - толщина стенки трубы, мм.

Коэффициенты α, С, Е в области температур и давлений, при которых обычно испытывают трубопроводы, можно считать постоянными.

Коэффициент β_t зависит от температуры и может быть вычислен по эмпирической формуле (6.2):

β_t · 10⁵ = 6,43 + 1,7t - 0,02t² + 0,00016t³.                                 (6.2)

6.2.23. Протяженность испытываемых участков не ограничивается (за исключением случаев гидравлического и комбинированного испытания), когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

6.2.24. При очистке полости трубопровода или его участка необходимо проверить путем пропуска поршня или внутритрубного прибора (шаблона) проходное сечение трубопровода на возможность беспрепятственного прохождения очистных, разделительных устройств и приборов внутритрубного диагностирования.

6.2.25. Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным с точки зрения экологических последствий (пересечения с реками, железными дорогами, автодорогами, другими коммуникациями, густонаселенные и промышленные зоны), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.

6.2.26. Необходимость внутритрубной приборной диагностики трубопровода или его участка до пуска в эксплуатацию определяется технико-экономическим расчетом на основании статистических данных о надежности трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях, и с учетом возможных экологических последствий от аварий.

6.2.27. В случае возникновения отказа, т.е. нарушения герметичности испытываемого участка трубопровода, вызванного разрушением труб, сварных соединений, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры, производится техническое расследование причин отказа.

После выяснения причин отказа поврежденный участок трубопровода подлежит ремонту, повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

6.2.28. Техническое расследование отказов осуществляет комиссия (при необходимости межведомственная), назначенная согласно установленному порядку.

6.2.29. Основные задачи работы комиссии:

изучение и анализ технической документации, опрос свидетелей и должностных лиц;

осмотр места отказа, проведение необходимых обмеров, составление схемы объекта в месте отказа, фотографирование отказавшего объекта, его отдельных узлов и элементов;

установление очага отказа и его описание;

установление необходимости организации технической экспертизы по вопросам, связанным с выяснением причин отказа, а также проверочных расчетов элементов или конструкций с указанием организаций или лиц, которым поручается выполнение технической экспертизы и проверочных расчетов;

определение мест отбора, отбор и отправка на обследование проб и образцов материалов или элементов конструкций, при необходимости дополнительные исследования и испытания;

анализ информации о характере разрушения, определение очага разрушения, а также установление причины отказа;

установление размера материальных потерь, причиненных отказом;

подготовка предложений и рекомендаций по ликвидации последствий отказа;

подготовка рекомендаций по предупреждению отказов в будущем.

6.2.30. Если в числе предполагаемых причин отказа может быть низкое качество труб, то в составе комиссии должен быть представитель завода - поставщика труб.

6.2.31. Организация и оплата проведения экспертизы, лабораторных исследований и других работ, связанных с расследованием отказа, а также техническое оформление материалов расследования обеспечиваются строительно-монтажной организацией, проводящей строительство и испытания объекта, на котором произошел отказ.

6.2.32. По требованию комиссии строительная организация должна быть готова предоставить следующую документацию:

проект участка трубопровода в месте отказа;

материалы исполнительной съемки;

журнал сварочных работ;

журнал изоляционных работ;

акты производства и приемки работ;

сертификаты на трубы и детали, паспорта на оборудование;

акт и журнал испытаний;

график подъема давления.

6.2.33. По результатам изучения и анализа технической документации комиссия устанавливает соответствие:

выполнения строительно-монтажных работ требованиям проекта;

применяемых при сооружении исследуемого участка трубопровода труб, оборудования, материалов требованиям проекта.

6.2.34. По результатам обследования места отказа комиссия составляет схему разрушения части трубопровода с привязкой к пикетам и с указанием следующих данных:

расположение и размеры разрушения относительно оси трубопровода;

размеры котлована (при наличии выброса грунта);

зоны теплового воздействия (в случае возгорания при отказе).

6.2.35. По результатам технического расследования комиссия составляет акт, содержащий характеристику объекта, описание места отказа, данные об очаге отказа, обоснование и указание причин отказа, сведения о потерях в результате отказа, выводы и предложения по предупреждению отказов. При необходимости дополнительных исследований металла и других материалов, проведения поверочных расчетов и прочих исследований в акте должны быть указаны соответствующие организации, которым поручается проведение этих работ.

6.2.36. Оплата материальных затрат, связанных с ликвидацией последствий отказа, производится после установления причин отказа в установленном порядке.

6.3. Приемка в эксплуатацию промысловых трубопроводов

6.3.1. Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов должен проводиться в комплексе с системами связи, объектами технического обслуживания и ремонта трубопровода, системами измерения количества и качества перекачиваемой нефти, устройствами для предотвращения загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме проекта, согласованном с проектной организацией-разработчиком.

6.3.2. Ввод в эксплуатацию осуществляется после приема трубопровода в зависимости от его назначения в установленном порядке.

6.3.3. Прием в эксплуатацию промысловых трубопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащего газа и нефти, запрещается, если строительством не закончены полностью (согласно проекту) объекты, обеспечивающие безопасность людей и защиту окружающей среды.

6.3.4. Прием в эксплуатацию шлейфовых трубопроводов проводится вместе с ингибиторопроводами и другими установками, предназначенными для защиты металла трубы и арматуры от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

6.3.5. Если государственной приемочной комиссии предъявляются для приемки одновременно несколько промысловых трубопроводов, проложенных между одними и теми же площадками промысловых сооружений, то техническая документация на них может быть оформлена единой, как для одного объекта, с оформлением актов на скрытые работы для каждого трубопровода.

6.3.6. Прием в эксплуатацию промыслового трубопровода со всем комплексом сооружений проводится государственной приемочной комиссией, назначенной заказчиком. До предъявления трубопровода государственной приемочной комиссии проводится прием трубопровода рабочей комиссией, назначенной заказчиком (застройщиком). В состав рабочей и государственной комиссий включаются представители служб охраны природы, охраны труда, пожарной безопасности.

6.3.7. Эксплуатация трубопровода, не принятого государственной приемочной комиссией, не допускается.

Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата подписания акта государственной приемочной комиссией.

6.3.8. В случае нарушения правил приема в эксплуатацию законченных строительством объектов председатели и члены комиссии, а также лица, принуждающие к приему в эксплуатацию объектов с нарушением правил, привлекаются к ответственности в соответствии с действующим законодательством.

6.3.9. Акты приемки объектов должны быть утверждены организацией, назначившей рабочую комиссию.

7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

7.1. Проходное давление в системах сбора нефти, газа и воды

7.1.1. Под проходным давлением понимается избыточное давление в определенной точке системы сбора продукции скважин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции.

7.1.2. Проходное давление в системах нефтесбора определяется проектом и зависит от гидравлического сопротивления систем трубопроводов, а также от давления в аппаратах пунктов подготовки.

7.1.3. Проходное давление уточняется в различных точках систем сбора нефти, газа и воды после вывода системы на установившийся режим и фиксируется в регламенте работы системы сбора. Уточненное проходное давление может отличаться от проектного из-за погрешностей в гидравлическом расчете.

Уточненное проходное давление должно быть согласовано с проектной организацией и закреплено в регламенте.

7.1.4. Проходное давление в различных точках систем сбора нефти, газа и воды при нормальной эксплуатации не должно выходить за пределы изменений, установленные в регламенте.

7.1.5. Если проходное давление выходит за пределы изменений, указанные в регламенте, то это свидетельствует о неполадках в работе системы:

а) если давление превышает установленное регламентом для данной точки системы сбора, то это свидетельствует или о произведенных переключениях, не предусмотренных регламентом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах за данной точкой, появившихся в результате отложений парафина, песка, неисправности или перекрытия запорной арматуры;

б) если давление менее установленного регламентом, то это также может быть следствием выполненных переключений, но может быть следствием потери герметичности трубопровода перед или за данной точкой системы.

7.1.6. Во всех случаях изменения давления в трубопроводе обслуживающий персонал должен немедленно доложить диспетчеру, выяснить причину этих изменений и устранить ее при необходимости.

7.2. Очистка трубопроводов от парафина, воды и механических примесей

7.2.1. Организация и проведение очистки трубопровода должны включать в себя следующие основные технологические операции:

оценку состояния внутренней полости трубопровода и определение необходимости очистки;

определение вида отложений в промысловых трубопроводах и состава загрязнений в местах скоплений в газопроводах для выбора технического средства и технологии очистки;

обоснование периодичности очисток промыслового трубопровода или его участка, а также метода очистки (механической, химической, термической и комбинированной);

производство работ по очистке трубопровода;

оценку и регистрацию результатов очистки.

7.2.2. Оценка состояния внутренней полости трубопровода, определение вида отложений в трубопроводе, обоснование периодичности очисток трубопровода проводятся на основании данных контрольной очистки, которая проводится перед введением в практику эксплуатации трубопровода регулярной очистки.

7.2.3. Методы и сроки очистки определяются по фактическому состоянию участков трубопровода.

Если целью очистки полости трубопровода является восстановление его гидравлического сопротивления, то процесс очистки выполняют при:

(ΔP_n - ΔP₀)/ΔP₀ ≥ 0,06,

где ΔP_n - фактический перепад давления на данном участке трубопровода в анализируемый период времени, МПа; ΔP₀ - теоретический перепад давления при заданном режиме работы на данном участке трубопровода, МПа.

Если целью очистки является удаление осадков, способствующих интенсификации коррозионных процессов, то очистку выполняют по мере необходимости, исходя из данных и опыта эксплуатации.

7.2.4. Очистка полости трубопроводов при их эксплуатации должна выполняться специально подготовленным персоналом по инструкциям, разработанным производственным объединением. Инструкции должны предусматривать: организацию работ по пропуску очистных устройств, технологию пуска и приема очистных устройств, методы и средства контроля за прохождением очистных устройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

7.2.5. Выбор очистных устройств проводится по их техническим характеристикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений.

Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители: шаровые (РШ); манжетные (РМ-ПС), очистные поршни (ОПРМ), разделители с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические (ДЭК, ДЭК-РЭМ) и др.

Очистные скребки универсальны в применении, обеспечивают высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные (ЩС, ЩСП), гибкие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС), скребки многоцелевые рессорные (СМР) и др.

7.2.6. Пропуск очистного устройства допускается при скоростях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов и 4 - 7 м/с - для газопроводов.

7.2.7. Для удаления воды и конденсата газопровод должен быть оборудован дренажными устройствами или конденсатосборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скопления.

Конденсатосборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости, а также возможна перекачка конденсата насосом в ближайший нефтепровод.

Наземная часть конденсатосборника помещается в кожухе с запирающимся устройством для исключения доступа посторонних лиц.

7.2.8. Для размыва и выноса образовавшихся скоплений из трубопровода потоком транспортируемой жидкости необходимо увеличить скорость перекачки выше выносной скорости потока, определяемой экспериментально.

7.2.9. Сооружения для сбора, хранения и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений и их ограждения должны быть исправными и исключать доступ посторонних лиц, на ограждениях должны вывешиваться предупредительные плакаты и знаки.

7.2.10. Очистка полости трубопровода должна выполняться по инструкциям, утвержденным главным инженером нефтегазодобывающего управления (НГДУ) при наличии наряда-допуска и под руководством ответственного работника цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ). Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с диспетчером центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) НГДУ.

7.2.11. Инструкция на проведение очистки полости трубопровода должна предусматривать: организацию очистных работ; технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры); методы и средства устранения отказов оборудования; требования техники безопасности и противопожарные мероприятия; вопросы утилизации вынесенных при очистке загрязнений.

7.2.12. Приказом по управлению из состава ИТР назначаются ответственные по постам за безопасное проведение работ по пуску и приему очистных устройств, определяются составы бригад, закрепленные за постами, с указанием фамилий и должностей.

7.2.13. Переключение технологических линий при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ.

7.2.14. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале в соответствии с пп. 10.24 - 10.28.

7.2.15. Очистное устройство разрешается пускать при наличии наряда-допуска, оформленного в соответствии с пп. 10.24 - 10.28, устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой управления, журнала регистрации данных по проведению работ.

7.2.16. Во время проведения очистных работ категорически запрещаются:

проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне трубопровода;

присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, линейных задвижек или кранов очищаемого участка трубопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ; переезд трассы трубопровода транспортом и механизмами.

7.2.17. Все виды очистки трубопроводов сопровождаются соответствующими записями в журналах технического обслуживания.

7.3. Уход за трассой трубопроводов. Технический коридор. Патрульная служба. Связь

7.3.1. Трасса подземных промысловых трубопроводов определяется направлением и размерами технического коридора. Под техническим коридором трубопроводов понимается групповая упорядоченная укладка трубопроводов одинакового и различного назначений.

7.3.2. Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5 - 2 м. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации.

7.3.3. Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия. Двумя знаками, по одному с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:

пересечения автомобильных дорог I ... III категорий;

переходы через крупные овраги при ширине более 50 м;

переходы через каналы;

переходы через реки с шириной зеркала воды в межень более 10 м.

7.3.4. На обоих берегах перехода шириной в межень более 100 м должны быть установлены реперы, к которым производится высотная привязка по результатам промеров при каждом обследовании перехода. Реперы должны быть установлены в незатопляемой зоне с гарантией их сохранения при возможных разрушениях берегов и повреждениях при ледоходе.

При ширине реки до 100 м допускается установка одного репера.

7.3.5. С целью обеспечения надежности подводных переходов через судоходные и сплавные водные пути необходимо вести контроль за деформацией берегов в створе переходов, изменением русловой части водоема и относительным положением трубопровода.

7.3.6. Арматура на нефтепроводах должна иметь площадки обслуживания, ограждения и надписи с номерами согласно оперативной схеме, указатели направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: «Закрыто» и «Открыто».

7.3.7. К любой точке трассы промысловых трубопроводов (ПТ) должна быть обеспечена возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ, при этом должны максимально использоваться дороги общего пользования. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего трубопровод, должны находиться не ближе 10 м от оси трубопровода.

Крутые склоны должны быть спланированы, через ручьи и речки при отсутствии переезда сооружены мосты для прохождения техники.

7.3.8. Трасса несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы ширина последней определяется «Правилами устройства электроустановок».

7.3.9. Для защиты траншеи от размыва и оголения необходимо предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград.

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

7.3.10. Для трубопроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги, ручьи, обязательно устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

7.3.11. При пересечении трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение веды по траншее и размыв трубопровода.

7.3.12. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения трубопроводов, указанная в п. 3.1.21 настоящего документа.

Фактическая глубина заложения должна контролироваться:

визуально - 2 раза в год (весной, осенью);

трассоискателем или шурфованием - 1 раз в 3 года;

на пахотных землях - 1 раз в год.

7.3.13. Для ухода за трассой, периодического осмотра трассы и сооружений трубопроводов, выявления утечек нефти и других нарушений и неисправностей, контроля за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды должна быть создана патрульная служба.

7.3.14. При необходимости и экономической целесообразности для указанных целей может быть применено воздушное патрулирование.

7.3.15. Связь патрульной службы с диспетчером цеха, НГДУ осуществляется посредством носимой или мобильной радиостанций.

7.4. Охранные зоны. Знаки безопасности

7.4.1. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов частично или полностью подготовленной нефти должны быть установлены охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов»:

вдоль трасс трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 50 м от оси трубопровода с каждой стороны;

на землях сельскохозяйственного назначения охранная зона ограничивается условными линиями, проходящими в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

вдоль подводных переходов трубопроводов - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.

7.4.2. В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в том числе запрещающие:

перемещать и производить засыпку и поломку опознавательных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных пунктов;

открывать калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений; узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;

устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;

разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию от аварийного разлива транспортируемого продукта;

бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лопатами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

7.4.3. В охранных зонах трубопроводов сторонними организациями без письменного согласия организации, их эксплуатирующей, запрещается:

возводить любые постройки и сооружения;

высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содержать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;

сооружать проезды и переезды через трассы трубопроводов, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды.

На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается:

устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте и реконструкции по плану производства работ, утвержденному руководителем предприятия;

производство мелиоративных земляных работ, сооружение оросительных и осушительных систем;

производство всякого рода горных, строительных, монтажных, взрывных работ, планировка грунта;

производство геологосъемочных, поисковых, геодезических и других изыскательских работ, связанных с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта.

7.4.4. Приказом по предприятию назначается лицо, ответственное за эксплуатацию трубопровода, в обязанности которого входит внесение всех изменений, касающихся строительства объектов в охранной зоне, пересечений с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивных изменений объектов трубопроводов в процессе ремонта и реконструкции в исполнительную документацию.

7.4.5. На трассе трубопровода должны быть установлены знаки безопасности. Сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.

7.4.6. ГОСТ 12.4.026-76 устанавливает четыре группы знаков безопасности (запрещающий, предупреждающий, предписывающий, указательный), регламентирует назначение и порядок их применения.

7.4.7. Места расположения знаков безопасности, их номера и размеры, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности устанавливает руководство предприятия по согласованию с соответствующими органами государственного надзора.

7.4.8. Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены. Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекая внимания работающих, и сами по себе не представляли опасности.

7.4.9. Предупреждающие сигнальные знаки должны быть установлены по обеим сторонам охранной зоны на подводных переходах в соответствии с требованием Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси трубопровода и подводного кабеля и должны соответствовать ГОСТу.

7.4.10. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопровода с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Госавтоинспекции:

на переходах через реки - на границе охранной зоны трубопровода, но не ближе 100 м от оси;

на пересечениях с автодорогами I, II, III класса - на расстоянии 300 м от оси трубопровода;

на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси.

7.4.11. Предупредительные знаки, означающие: «Остановка транспорта запрещена», и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва и т.п.

7.4.12. На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов (в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76).

7.5. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов

7.5.1. Наружный осмотр трубопроводов

7.5.1.1. При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли.

7.5.1.2. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы, времени года и срока эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером.

Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса транспортируемого продукта.

При обходах, объездах и облетах должны соблюдаться соответствующие правила безопасности.

7.5.1.3. При осмотре трассы должно быть обращено особое внимание на:

выявление возможных утечек нефти по выходу на поверхность;

выявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождение посторонней техники;

выявление оголений, размывов, оползней, оврагов и т.п.;

состояние подводных переходов через реки, ручьи, овраги;

состояние воздушных переходов через различные препятствия;

состояние пересечений с железными и автомобильными дорогами;

появление неузаконенных переездов;

состояние вдольтрассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, вдольтрассовых дорог, указательных знаков).

7.5.1.4. При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций) следует обращать внимание:

на показания приборов, по которым осуществляется контроль за давлением в трубопроводе;

герметичность незаглубленных участков трубопроводов, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений на запорной арматуре, воздушных переходов через реки, ручьи, овраги;

утечки транспортируемой продукции из кожухов пересечений с железными и автомобильными дорогами.

7.5.1.5. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале.

7.5.1.6. Трубопроводы должны подвергаться, кроме требований, указанных в пп. 7.5.1.1 - 7.5.1.5, контрольному осмотру специально назначенными лицами не реже одного раза в год. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов.

7.5.1.7. При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено:

состоянию зон выхода трубопроводов из земли;

состоянию сварных швов;

состоянию зон возможного скопления пластовой воды, конденсата, твердых осадков;

состоянию фланцевых соединений; правильности работы опор;

состоянию и работе компенсирующих устройств;

состоянию уплотнений арматуры;

вибрации трубопроводов;

состоянию изоляции и антикоррозионных покрытий;

состоянию гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фасонных деталей.

7.5.1.8. При контрольном осмотре наружный осмотр выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов трубопроводов с частично подготовленной нефтью, нефтепроводов, газопроводов, водоводов низкого и высокого давления проводится путем вскрытия и выемки грунта, снятия с трубопровода изоляции на длине 2 м. Наиболее подверженные коррозии участки устанавливаются службой технического надзора НГДУ из расчета два участка на 1 км длины трубопровода, но не менее одного участка на каждый трубопровод (одного диаметра).

7.5.1.9. Контрольные осмотры трубопроводов, проложенных на эстакадах, допускается проводить без снятия изоляции. Однако при наличии каких-либо сомнений в состоянии стенок или сварных швов трубопроводов (наружные потеки, отслаивание или вздутие изоляции) изоляция должна быть полностью или частично удалена по указанию работника отдела технического надзора.

7.5.1.10. Контрольные осмотры трубопроводов, подверженных вибрации, их опор, эстакад, фундаментов должны проводиться в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов с замером уровня вибрации и устанавливаться техническим руководством предприятия, но не реже одного раза в 6 месяцев. Выявленные дефекты подлежат немедленному устранению.

7.5.1.11. Контрольный осмотр трубопроводов, проложенных в непроходных каналах или бесканально, приурочивается к проведению ревизии этих трубопроводов.

7.5.1.12. При контрольных осмотрах трубопроводов необходимо замерять толщину стенок труб и глубину язв на теле труб и в сварных швах (внутренняя коррозия) с помощью ультразвукового или радиоизотопного толщиномера.

7.5.1.13. Если при контрольных осмотрах трубопровода обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в нем должно быть снижено до атмосферного, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

Если для устранения дефекта необходимо проведение огневых работ, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к производству ремонтных работ в соответствии с указаниями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» (утв. Госгортехнадзором России) и дефекты устранены.

За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.5.1.14. Если при контрольном осмотре трубопровода будут обнаружены значительные дефекты или признаки интенсивной коррозии, регламентируемые разделом 7.5.4, все трубопроводы, находящиеся на данном объекте со сходными коррозионными средами и условиями эксплуатации, подлежат дополнительному досрочному осмотру.

7.5.1.15. Дополнительному досрочному осмотру подвергаются трубопроводы при обнаружении повышенной скорости коррозии по образцам-свидетелям или с помощью зонда-коррозиметра.

7.5.1.16. Результаты контрольных осмотров и замеров толщин стенок всех трубопроводов должны фиксироваться в документах соответствующих служб технического надзора и вноситься в паспорт трубопроводов.

7.5.1.17. По результатам осмотров и замеров дается заключение о состоянии трубопроводов. Если обнаружено, что толщина стенки труб или другой детали под действием коррозии или эрозии уменьшилась сверх допустимой (см. раздел 7.5.4), возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом. При наличии на поверхности металла или в зонах сварных швов трещин, вздутий, язв, раковин должна быть проведена выборочная ревизия этого трубопровода.

7.5.2. Ревизия трубопроводов

7.5.2.1. Основным методом контроля за надежной и безопасной работой выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, технологических трубопроводов, трубопроводов подготовленной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Ревизии проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками цехов.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

7.5.2.2. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями (табл. 7.1).

Таблица 7.1

Периодичность ревизии трубопроводов

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо производить не позднее чем через 1 год.

Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.

7.5.2.3. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора и утверждает главный инженер НГДУ. При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скоплений пластовой воды, расслоенные режимы течения, низкие скорости, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.

7.5.2.4. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных «Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности». На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщинометрию.

7.5.2.5. При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо:

освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;

провести тщательный наружный осмотр;

провести (по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, приспособленным для работ в особо тяжелых условиях);

простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу;

при возникновении сомнений в качестве сварных швов произнести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;

проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;

разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;

проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно - прокладок;

испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонтных работ;

объемы работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора.

7.5.2.6. Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора.

7.5.2.7. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода (прил. 1) и сопоставляют с первоначальными данными (приемки после монтажа или результатами предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии (прил. 3). Акт ревизии утверждает главный механик НГДУ. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.

7.5.2.8. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое.

7.5.2.9. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом.

7.5.2.10. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.

7.5.2.11. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются.

7.5.2.12. Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами безопасности (см. разделы 7, 8 настоящих Правил).

7.5.2.13. Все участки трубопроводов, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность в соответствии с разделом 7.5.5.

7.5.3. Диагностика промысловых трубопроводов

7.5.3.1. В процессе эксплуатации и при ремонтах промысловых трубопроводов необходимо проводить диагностику их технического состояния.

7.5.3.2. Вид и объем диагностических обследований ПТ определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследования аварийных образцов.

7.5.3.3. Диагностические обследования ПТ проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания (БПО) или может привлекаться и со стороны.

7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:

одного раза в год           - для трубопроводов    I категории:

одного раза в 2 года                     -«-                    II категории;

одного раза в 4 года                     -«-                    III категории;

одного раза в 8 лет                       -«-                    IV категории.

Срок последующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля.

7.5.3.5. Оценка состояния контролируемого участка ПТ может осуществляться одним или несколькими методами технической диагностики, классифицированными ГОСТ 18353-87, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными методами контроля внутрипромысловых трубопроводов являются:

ультразвуковой (ГОСТ 14782-86);

радиографический (ГОСТ 7512-82);

акустический (ГОСТ 20415-82).

В качестве вспомогательного метода контроля можно использовать магнитопорошковый метод (ГОСТ 21105-87).

7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.

7.5.3.7. Работы по диагностике внутрипромысловых трубопроводов должны выполняться с применением портативных приборов неразрушающего контроля, передвижных лабораторий дефектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.

7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля с помощью приборов: УТ-93П, УТ-96, ЛП-1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.

7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состояния внутренней поверхности трубопроводов методом ультразвуковой толщинометрии следует руководствоваться РД «Прогнозирование максимальной глубины коррозии и времени до появления сквозных повреждений трубопроводов по данным ультразвуковой толщинометрии».

Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется путем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработки результатов измерений. Работы выполняются в следующей последовательности:

выделение на обследуемом трубопроводе границ однородных по условиям коррозии участков в соответствии с СТП 51.00.021-85;

определение мест расположения на однородных по условиям коррозии участках контрольных отрезков, исходя из условий их доступности и равномерности расположения в пределах однородного участка. В среднем один контрольный отрезок длиной 3,5 - 4 м должен приходиться на 500 м контролируемого участка трубопровода;

подготовка к проведению измерений, включающая удаление изоляции на контрольных отрезках трубопроводов наземной и надземной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;

проведение измерений и обработка результатов;

восстановление изоляции и засыпка шурфа. На трубопроводах наземной и надземной прокладки и незаглубленных участках подземных трубопроводов рекомендуется обустроить контрольные отрезки для периодического измерения толщин стенок;

графики проведения обследований должны составляться службой технического контроля предприятия и утверждаться его руководителем;

результаты обследования и прогнозирования должны заноситься в паспорт трубопровода.

7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств металла элементов трубопровода следует использовать электромагнитные структуроскопы (МФ-32 КЦ и им подобные).

7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопроводах следует использовать акустический метод контроля (прибор НЗЭ002).

7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить только в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.

7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образцами, изготовленными в соответствии с рекомендациями по применению методов контроля.

7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покрытий внутрипромысловых трубопроводов следует проводить в соответствии с ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии», применяя прибор УКИ-1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шурфованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных технической службы НГДУ.

7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по нижней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7 - 10 мм.

7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвенной коррозии - в случае выхода продукта в другом месте.

При обнаружении коррозионного поражения в контролируемой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.

7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутрипромысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполненные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуговой сваркой плавлением, следует контролировать радиографическим и ультразвуковым методами. Эти же методы используются при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).

7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после визуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвергается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.

7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного соединения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).

7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД-70, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (например, типа КД-33Л).

7.5.3.21. Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА-1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА-01, 02 и др.).

7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК-66ПМ, УД-11ПУ, УД2-12, УД2-17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД-10УА и УД-11УА.

7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей-преобразователей ДП 100-275С, ДП 100-325С.

7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом контроле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диаметру и толщине труб, сваренных в трубопровод.

7.5.3.25. При оценке разности твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ-1, МФ31КЦ.

7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД 39-0147014-555-89.

7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутрипромысловых трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.

7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуществляется специально подготовленными дефектоскопистами, которые должны иметь соответствующие удостоверения и проходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить периодическую проверку.

7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал - первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение - конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устанавливается технической службой НГДУ.

В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:

наименование трубопровода;

номер испытательной схемы (координаты контролируемого участка);

диаметр, толщина стенки трубопровода, марка стали;

год ввода в эксплуатацию;

тип изоляционного покрытия;

наличие ЭХЗ;

режим работы трубопровода;

тип и заводской номер прибора;

вид документации, по которой проводился контроль;

параметры контроля;

тип стандартного образца для настройки прибора;

координаты и характеристики обнаруженных дефектов;

оценка качества контролируемого объекта;

даты проведения контроля и выдачу заключения;

фамилия и подпись дефектоскописта;

фамилия и подпись руководителя контрольной службы.

7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов

7.5.4.1. Трубы и детали трубопроводов подлежат отбраковке в следующих случаях.

А. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла величины, определяемой по формулам:

 при

 при

где δ_отб - толщина стенки трубы или детали трубопровода, м, при которой они должны быть изъяты из эксплуатации; P - рабочее давление в трубопроводе, Па; Дн - наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м; n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2; R₁ - расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов, Па, определяемое по формуле:  α - коэффициент несущей способности; α = 1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных a = 1,3 при отношении радиуса гиба трубы R к наружному диаметру Дн = 1; α = 1,15 при ; α = 1,0 при  и более; R^н₁ - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.2); R^н₂ - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па (табл. 7.2); m₁ - коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0,8; m₂ - коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов - 0,6; для инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, взрывоопасных и горючих жидкостей - 0,75; для инертных жидкостей - 0,9; m₃ - коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1; k₁ - коэффициент однородности материала труб: для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k₁ = 0,8, для сварных труб из углеродистой и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k₁ = 0,85.

Таблица 7.2

Механические характеристики трубопроводных сталей

Полученная величина отбраковочного размера не может быть меньше указанной ниже:

Б. Если в результате коррозии или эрозии за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров.

В. Если во время ревизии обнаружены дефекты в их стенке в виде сферических, цилиндрических язв, трещин, свищей, пробоин, вмятин, гофр, рисок, царапин, наличие которых по условиям табл. 7.3 требует отбраковки элемента трубопровода.

Таблица 7.3

Критерии отбраковки труб

 

Г. Если механические свойства материала изменились и не удовлетворяют требованиям проекта.

Д. Если при обследовании сварных швов обнаружены следующие дефекты, не подлежащие исправлению:

трещины длиной более 50 мм в сварном шве или в околошовной зоне основного металла;

непровары размером более 10 % от толщины стенки.

7.5.4.2. Отбраковка труб осуществляется специальной комиссией, назначенной руководителем НГДУ в соответствии с инструкцией и графиком, утвержденными главным инженером НГДУ.

7.5.4.3. Фланцы отбраковывают:

при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей;

наличии раковин, трещин и других дефектов;

уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.

7.5.4.4. Литые изношенные корпуса задвижек, вентили, клапаны и литые детали нефтепроводов отбраковывают:

если уплотнительные элементы арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведения технологического процесса и отремонтировать или заменить их невозможно;

если толщина стенки корпуса арматуры достигла значений, равных или меньших, чем указаны в табл. 7.4.

Таблица 7.4

Предельные отбраковочные значения толщин стенок корпуса арматуры

7.5.4.5. Крепежные детали отбраковывают:

при появлении трещин, срывов или коррозионного износа резьбы;

при остаточных деформациях, приводящих к изменению профиля резьбы;

изгибе болтов и шпилек;

износе боковых граней болтов и гаек.

7.5.4.6. Резьбовые соединения трубопроводов отбраковывают при срыве и коррозионном износе резьбы, а также прохождении непроходного калибра типа Р-Р.

7.5.4.7. Все работы, связанные с отбраковкой труб, должны выполняться с соблюдением требований безопасности.

7.5.4.8. После проведения обследования и отбраковки должен быть составлен акт ревизии и отбраковки по форме прил. 3.

7.5.5. Периодические испытания трубопроводов

7.5.5.1. Надежность работы выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, внутрипромысловых напорных нефтепроводов, нефтепроводов товарной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов должна проверяться путем периодических гидравлических испытаний на прочность и плотность.

Периодические испытания трубопроводов приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода. Периодичность проведения испытаний должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой в соответствии с указаниями п. 7.5.2.2. для данного трубопровода, но не реже одного раза в восемь лет.

7.5.5.2. Все трубопроводы испытываются на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления. Выкидные линии скважин и водоводы высокого давления испытываются в течение 6 часов.

Нефтесборные коллекторы, внутрипромысловые напорные нефтепроводы, нефтепроводы товарной нефти, водоводы низкого давления, газопроводы испытываются в течение 24 часов.

Для небольших месторождений при невозможности длительных остановок трубопроводов для испытания из-за наличия только одной «нитки» продолжительность испытаний на прочность и плотность может быть изменена по решению руководства НГДУ.

7.5.5.3. После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов.

7.5.5.4. Периодические испытания проводятся под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актом (прил. 4).

7.5.5.5. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода, на основании соответствующего акта делает запись о результатах испытания и назначает срок следующего испытания в паспорте трубопровода, а для трубопроводов, на которые паспорт не составляется, в эксплуатационном журнале.

7.5.6. Ремонтные работы на трубопроводах

7.5.6.1. Объемы ремонтных работ на ПТ и сроки их выполнения определяет НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности, в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности. Ремонт промысловых трубопроводов осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.

7.5.6.2. Сведения о проведенных ремонтных работах в пятнадцатидневный срок должны быть внесены в исполнительную техническую документацию и паспорт трубопровода.

7.5.6.3. Текущий ремонт (ТР) - минимальный по объему и содержанию плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений и неисправностей. Текущий ремонт подразделяется на:

профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению;

непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и выполненный в срочном порядке.

К текущему ремонту ПТ относятся:

работы, выполняемые при техническом обслуживании;

ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводом;

устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;

очистка внутренней полости трубопроводов от парафина, грязи, воды и воздуха;

проверка состояния и ремонт изоляции ПТ шурфованием;

ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и смазки;

ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, переходов трубопроводов через водные преграды;

проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец, осмотр компенсаторов;

замер толщины стенок ПТ ультразвуковым толщиномером;

подготовка линейных объектов ПТ к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним паводком;

окраска линейных сооружений.

Мероприятия по техническому обслуживанию и текущему ремонту ПТ проводятся в основном без остановки перекачки.

7.5.6.4. Капитальный ремонт (КР) - наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.

К капитальному ремонту линейной части ПТ относятся:

все работы, выполняемые при текущем ремонте;

вскрытие траншей, подземных ПТ, осмотр и частичная замена изоляции;

ремонт или замена дефектных участков трубопровода и запорной арматуры, их переиспытание и электрификация арматуры;

замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;

просвечивание сварных швов;

продувка или промывка, испытание ПТ на прочность и плотность;

окраска надземных ПТ;

ремонт колодцев и ограждений;

берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах ПТ через водные преграды;

сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами;

ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.

7.5.6.5. Особое внимание и повышенные требования необходимо предъявить к ремонту на параллельных нитках и пересечениях трубопроводов.

При проведении вскрышных работ ось параллельного трубопровода должна быть отмечена вешками, а при подходе к пересечению трубопроводов механизированная выемка грунта должна быть прекращена на расстоянии более 1 м до оси пересекаемого трубопровода. Ремонтные работы должны выполняться в присутствии владельца параллельного или пересекаемого трубопровода.

Положение параллельного и пересекаемого трубопровода определяется трассоискателями.

7.5.6.6. При ремонте изоляционного покрытия и замене его на новое наружная поверхность трубопровода должна быть тщательно очищена с помощью очистных машин от остатков земли, старой изоляции и продуктов коррозии.

7.5.6.7. Очистка трубопровода в зоне заплат, вантузов, хомутов и других препятствий должна выполняться вручную.

Ручную очистку допускается производить скребками или другим инструментом. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов.

7.5.6.8. Степень очистки поверхности трубы перед нанесением нового покрытия должна соответствовать виду защитного покрытия и требованиям, приведенным в табл. 7.5.

Таблица 7.5

Требования к очистке наружной поверхности трубопровода

7.5.6.9. Под битумно-мастичные, пластобитные и ленточные покрытия холодного нанесения плотное консервационное покрытие, прочно связанное с трубой, не снимается, если оно не снижает адгезионных свойств наносимой изоляции; труба должна очищаться лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины; после очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.

7.5.6.10. Поверхность трубопровода, имеющая острые выступы, заусенцы, задиры, брызги металла и шлака, должна быть опилена и зачищена.

7.5.6.11. При выполнении работ по очистке трубопровода перед нанесением изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.

7.5.6.12. Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности трубопровода.

7.5.6.13. В зависимости от вида, размеров и взаимного расположения дефектов собственно трубопровода выбирают один из следующих методов ремонта трубопроводов: зачистка поверхности трубы, шлифовка; заварка (наплавка) коррозионных повреждений; приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт), бандажирование; замена катушки, трубы или плети.

7.5.6.14. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изоляцией производятся в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10 % минимальной толщины стенки трубы.

7.5.6.15. Заварка коррозионных повреждений допускается в следующих случаях:

если максимальный размер (диаметр, длина) дефекта не превышает 20 мм;

остаточная толщина трубы в месте повреждения не менее 5 мм;

расстояние между смежными повреждениями не менее 100 мм.

Разрешается заварка коррозионных повреждений трубопроводов, транспортирующих частично подготовленную нефть, товарную нефть и пластовую воду (жидкостные потоки без газовых включений) под давлением в соответствии с РД 39-0147103-360-89.

7.5.6.16. В случае невыполнения указанных ограничений и обнаружения групповых повреждений, свищей, трещин длиной до 50 мм, а также сплошной коррозии допускается применение накладных усилительных элементов (заплат, муфт), которые могут служить только как временные средства устранения утечек продукта и в дальнейшем должны быть вырезаны и отремонтированы вваркой катушки.

7.5.6.17. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглыми. Размер заплаты (без технологических сегментов) вдоль трубы a допускается в пределах: 100 мм ≤ a ≤ 150 мм. При этом радиус Закругления заплат r должен быть равен 0,5a.

Если используются заплаты с размерами больше указанных, то должны применяться технологические сегменты. Технологические сегменты должны устанавливаться на трубопроводе и охватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 7.1.

Рис. 7.1. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами:

1 - заплата; 2 - технологические элементы; 3 - труба; 4 - прокладка

7.5.6.18. При применении муфты без технологических колец длина ее допускается в диапазоне: 150 мм ≤ a ≤ 300 мм.

При длине муфты более 300 мм и диаметре трубопровода более 377 мм используются технологические кольца.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами дана на рис. 7.2. Длина технологических колец должна составлять 0,2Dвн (Dвн - внутренний диаметр).

7.5.6.19. Размер заплаты или муфты выбирается таким, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее чем на 20 мм по периметру. Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты, колец и сегментов должен быть равномерным по продольному направлению и лежать в интервале от 2 до 3,5 мм. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.

7.5.6.20. Заплаты, хомуты, муфты, технологические кольца, сегменты и катушки должны быть изготовлены из трубы, механические свойства, химический состав и толщина стенки которой такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.

7.5.6.21. Врезка катушек, замена труб и плети должны производиться при обнаружении:

трещин, свищей и механических повреждений (вмятин, гофр, рисок, царапин, задиров, забоин), если их размеры превышают значения, допустимые строительными нормами и правилами (см. раздел 7.5.4);

трещин длиной более 500 мм в сварном шве или в основном металле трубы;

разрывов кольцевого (монтажного) шва;

разрывов продольного (заводского) шва и металла трубы;

вмятин глубиной более 3,5 % диаметра трубы;

вмятин любых размеров при наличии на них царапин, задиров и свищей;

царапин, задиров и забоин глубиной более 5 мм.

7.5.6.22. Ремонт по каждому линейному объекту производится согласно годовому графику планово-предупредительных работ (ППР), который утверждается главным инженером НГДУ.

7.5.6.23. График ППР разрабатывается на основе титульных списков капремонта, плана-графика очистки внутренней полости ПТ, дефектных ведомостей, результатов обследования линейной части, включая подводные переходы.

Рис. 7.2. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами:

1 - технологическое кольцо; 2 - полумуфта; 3 - поперечный строительный шов; 4 - монтажные швы; 5 - продольные заводские швы; 6 - нефтепровод; 7 - стенка нижней полумуфты; 8 - стенка верхней полумуфты; 9 - прокладка толщиной 1 - 2 мм

7.5.6.24. Текущий ремонт линейных сооружений выполняется силами и средствами аварийно-восстановительных бригад (АВБ) с привлечением при необходимости специальных подразделений и служб.

7.5.6.25. Капитальный ремонт ПТ выполняется силами и средствами ремонтно-строительных подразделений НГДУ и сторонних специализированных организаций.

7.5.6.26. Огневые работы при ремонте линейных сооружений промысловых трубопроводов должны выполняться в соответствии с действующими «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства», «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности».

7.5.6.27. В цехе по ремонту трубопроводов должен вестись строгий учет технического обслуживания и ремонтов внутрипромысловых трубопроводов на закрепленных участках по месяцам.

7.5.6.28. План организации ремонтных работ составляется в произвольной форме и включает:

наименование объекта, места проведения работ, даты, время их начала и окончания;

краткие технические и конструктивные требования к ремонтируемым (восстанавливаемым) элементам трубопроводного объекта;

указания о материальном обеспечении работ;

расстановку оборудования, механизмов, средств связи, охранных постов, пунктов отдыха и приема пищи, а также списочный состав персонала, участвующего в работе, с указанием фамилий и должностей лиц, ответственных за проведение работ;

порядок и последовательность осуществляемых переключений (отключений, включений) участков трубопроводов, технологического оборудования, средств электрохимической защиты и др.;

подробную схему подлежащего ремонту узла (участков трубопроводов);

параметры испытаний отремонтированных узлов (участков трубопроводов).

7.5.6.29. Руководитель ремонтных работ несет ответственность за организацию, обеспечение необходимым оборудованием, механизмами, инструментами, приспособлениями, КИПиА, материалами, транспортными средствами, двусторонней телефонной или радиосвязью, СИЗ и средствами коллективной защиты, противопожарными и спасательными средствами, знаками безопасности и плакатами, а также средствами оказания доврачебной помощи.

7.5.6.30. Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных веществ в количестве, способном создать взрывоопасную концентрацию, необходимо выполнять с применением спецоборудования, инструмента (в том числе электрифицированного), КИПиА и других средств во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной смеси, а также инструмента и приспособлений, не дающих искр.

7.5.6.31. На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, сертификаты), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.

7.5.7. Консервация, демонтаж трубопроводов

7.5.7.1. При временном прекращении эксплуатации трубопроводы должны быть подвергнуты консервации.

7.5.7.2. На период консервации должна быть обеспечена защита от коррозии как наружной, так и внутренней поверхностей стенок трубопровода.

Для трубопроводов, подвергнутых временной консервации, должен быть соблюден режим охранной зоны.

7.5.7.3. На период временной консервации трубопровод заполняется консервантом (подготовленной нефтью, ингибированной водой).

7.5.7.4. Для предотвращения утечек консерванта трубопровод должен быть отсечен от остальной системы трубопроводов концевыми заглушками. Часть консерванта, определяемая расчетом, из трубопровода должна быть выпущена перед установкой концевых заглушек для предотвращения разрушения его частей при термическом расширении консерванта при изменении его температуры. Секущие задвижки, установленные на трубопроводе, должны быть приоткрыты на 1/4 - 1/2 оборота штурвала для обеспечения выравнивания давления в различных его частях путем перетока продукта при его неравномерном нагревании в трубопроводе.

7.5.7.5. За трубопроводом, находящимся в консервации, должно быть установлено постоянное наблюдение:

а) в первые 10 дней после консервации необходимо ежедневно проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц;

б) периодически, но не реже одного раза в месяц, следует измерять давление консерванта.

7.5.7.6. После технико-экономического обоснования целесообразности замены или прекращения существования трубопровод, превысивший срок амортизации, подлежит демонтажу.

7.5.7.7. К демонтажу трубопровода организация, проводящая работы, имеет право приступить только после приемки трубопровода или его участка по акту и получения всей необходимой технической документации от заказчика.

7.5.7.8. Способы и схемы проведения демонтажа устанавливаются проектом.

7.5.7.9. Специальный проект на демонтаж составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией по каждому трубопроводу с учетом местных условий и согласовывается с проектной организацией.

7.5.7.10. К проекту на демонтаж трубопровода прилагается пояснительная записка, которая должна содержать следующие разделы:

общие данные о техническом состоянии трубопровода и благоприятное время года для его демонтажа;

порядок и методы производства демонтажа линейной части трубопровода по отдельным видам работ;

объем работ, сметная стоимость работ, общая трудоемкость в человеко-днях;

потребность в рабочих основных специальностей;

применяемые при демонтаже механизмы;

транспортная схема и схема расположения площадок под складирование труб вдоль трассы;

мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожарной безопасности при демонтажных работах в целом;

мероприятия по охране окружающей среды.

7.5.7.11. Подготовительные работы на трассе демонтируемых трубопроводов должны технологически увязываться с общим потоком работ по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов.

7.5.7.12. Перед тем как приступить к демонтажу, необходимо:

обследовать трассу и определить на местности условия производства работ и места подъезда к трассе;

уточнить разбивку трасс демонтируемого трубопровода, ЛЭП, линий связи и мест расположения подземных и наземных сооружений, пересекаемых трассой демонтируемого трубопровода;

убедиться, что демонтируемый трубопровод отсечен от сети;

восстановить и закрепить указатели осей трубопровода;

расчистить полосу над демонтируемым трубопроводом от пней, валунов, отдельных деревьев и завалов, обеспечив тем самым беспрепятственное продвижение техники с закрепленным к ней извлекающим трубопровод из земли устройством;

подготовить временные приобъектные площадки под складирование и погрузку извлеченного, порезанного на секции трубопровода.

7.5.7.13. При разбивке следует соблюдать следующие требования:

установить на поверхности земли специальные знаки на пересечениях трубопроводов с существующими подземными коммуникациями;

обозначить углы поворота трассы вешками или привязать ее к постоянным объектам на местности. Вешки устанавливаются на прямолинейных участках трубопроводов на расстоянии 50 м друг от друга строго по оси трубопровода, а на участках с малой глубиной залегания или сильно пересеченным микрорельефом - через 25 м.

7.5.7.14. Глубину залегания (без вскрытия) и ось трубопровода определяют трассо- и трубоискателями типа ВТР-1УМ, ТИ-12 или УТ-3.

7.5.7.15. Перед демонтажем трубопровод должен быть опорожнен от газов и нефтепродуктов, а полость очищена от их капель и паров.

Значения взрывоопасных концентраций паров и газов приведены в табл. 7.6.

Таблица 7.6

Значения взрывоопасных концентраций паров и газов

7.5.7.16. После получения разрешения на производство огневых работ можно приступать к подготовке трубопровода под демонтаж, а именно:

разрезать на демонтируемые части с расчетом повторного использования годных труб;

обрезать от части, расположенной в местах пересечения с другими трубопроводами, линиями связи, переходами через дороги и т.д.;

освободить трубопровод от пригрузов при их наличии. Вывезти пригрузы из зоны производства работ в места складирования.

7.5.7.17. При резке трубопровод должен быть вскрыт не менее чем до половины, диаметра. В верхней части трубопровода вырезать технологический люк и через него произвести разрезание нижней части.

7.5.7.18. При использовании для резки труб энергии взрыва надлежит руководствоваться «Едиными правилами безопасности при взрывных работах».

7.5.7.19. После демонтажа трубопроводов запрещается оставлять выступающие над поверхностью земли трубы, незасыпанные выемки.

В случае вынужденно оставленных торчащих труб и незасыпанных выемок должны быть установлены предупредительные знаки (мигалки, и т.д.).

7.5.7.20. При демонтаже трубопроводов должна быть проведена техническая рекультивация всей территории ведения работ, уборка мусора, захоронение строительных остатков. При работах следует по возможности минимально сократить нарушения растительного покрова.

7.5.8. Обслуживание и ревизия арматуры

7.5.8.1. Запорная арматура промысловых трубопроводов является наиболее ответственным элементом коммуникаций. Поэтому в НГДУ и ЦДНГ должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного и тщательного надзора за ее исправностью, а также своевременным и качественным проведением ее ревизий и ремонта.

7.5.8.2. При применении запорной арматуры с сальниковым уплотнением шпинделя особое внимание обращается на состояние набивочного материала - на его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку.

Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТ 5152-77.

Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, используется при рабочих температурах не выше плюс 200 °С.

Для температур выше плюс 200 °С и давлений до 10 МПа можно применять прографиченную асбестовую набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

7.5.8.3. Сальниковая набивка запорной арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура должны быть нарезаны на оправке заготовки колец со скошенными под углом 45° концами.

Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку вразбежку линий разреза с уплотнением каждого кольца. Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6 - 1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм. Сальник следует подтягивать равномерно без перекосов грундбуксы. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя.

7.5.8.4. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом запорной арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры (прил. 33).

7.5.8.5. Запорную арматуру для создания плотности следует закрывать с нормальным усилием. Применение рычагов при открывании арматуры не допускается.

7.5.8.6. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, обратных клапанов, приводных устройств следует осуществлять во время ревизии трубопроводов, остановки агрегатов и установок на ремонт.

7.5.8.7. Ревизию, ремонт, отбраковку, испытание арматуры следует проводить в специализированных мастерских в объеме и порядке, предусмотренных руководством по ремонту «Арматура запорная. Общее руководство по ремонту». По усмотрению технического надзора допускается ревизия арматуры на месте установки.

7.5.8.8. Арматура, работающая в условиях высокоагрессивных сред (скорость коррозии более 0,5 мм/год) на трубопроводах любой категории, должна проходить ревизию в следующем объеме:

а) внешний осмотр;

б) разборка для осмотра и ремонта уплотнительных деталей;

в) тщательный осмотр состояния отдельных деталей (внутренней поверхности корпуса и крышки, шпинделя, клина или клапана, их крепления, уплотнительных поверхностей корпуса, сальника, ходовой гайки, крепежных деталей и т.п.);

г) замер толщины корпуса и крышки при обнаружении следов коррозии и эрозии, выбраковка и замена изношенных деталей (результаты замера заносят в паспорт или эксплуатационный журнал трубопровода);

д) сборка арматуры после устранения дефектов, опрессовка с целью определения плотности уплотнительных поверхностей затвора и прочности корпуса.

7.5.8.9. Ревизия остальной арматуры проводится в том же объеме выборочно по усмотрению отдела технического надзора. В первую очередь проводится ревизия арматуры, работающей в наиболее тяжелых условиях, соблюдается принцип чередования.

Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (прил. 5).

7.5.8.10. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, могут быть подвергнуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом-изготовителем.

7.5.8.11. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно-механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

7.5.8.12. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

7.5.8.13. На стальной литой арматуре допускается исправление дефектов электросваркой;

единичных (до двух) раковин на уплотнительных и опорных поверхностях;

газовых и иных раковин местного характера, давших течь при гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных раковин, занимающих в сумме не более 10 % поверхности отливки, при условии, что расстояние между кромками дефектных мест после их разделки не менее 50 мм;

дефектов в стойках и маховичках;

дефектов на опорных поверхностях гнезда под кольцо и корпусах задвижек и клапанов путем наплавки всей опорной поверхности.

7.5.8.14. Дефектные места для исправления сваркой должны быть подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и т.п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла. При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких переходов по краям разделки.

7.5.8.15. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре. Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

7.5.8.16. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность. Опрессовку арматуры следует производить при открытом запорном устройстве.

Значение опрессовочного давления при проверке на прочность принимают по табл. 7.7.

Испытания на плотность проводят при рабочем давлении.

7.5.8.17. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (прил. 5). Акт хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на трубопроводы.

Таблица 7.7

Значения опрессовочного давления при проверке на прочность

7.6. Применение энергии взрыва при ремонте и эксплуатации трубопроводов

7.6.1. Резка трубопроводов взрывом может осуществляться труборезами кумулятивными кольцевыми наружными (ТрККН) жесткой конструкции по ТУ 88.085.350-85 (допущенными Госгортехнадзором СССР к постоянному применению журнальным постановлением № 343/86 от 06.01.86 г.) либо шнуровыми кумулятивными зарядами (ШКЗ) гибкой конструкции по ТУ 84-988-84 (допущенными к постоянному применению Госгортехнадзором СССР журнальным постановлением № 309/84 от 18.05.84 г.).

Инициирование труборезов осуществляется электродетонаторами мгновенного действия по ГОСТ 9089-75 с помощью переносной взрывной машинки типа КПМ-1, ВМК-500, СВМ-2 и др.

7.6.2. Труборезы ТрККН и ШКЗ применяются при поперечной резке стальных трубопроводов и трубчатых конструкций диаметром до 1420 мм и толщиной стенки до 25 мм.

Резка с помощью ТрККН и ШКЗ внутрипромысловых трубопроводов разрешается при условии:

опорожнения и последующей полной очистки и дегазации трубопровода;

полного заполнения трубопровода водой, нефтью, нефтепродуктами или их смесями;

заполнения трубопровода горючими газами при избыточном их давлении 200 - 500 Па;

опорожнения трубопровода от перекачивающей горючей жидкости с последующим заполнением внутренней полости трубопровода в зоне реза высокократной воздушно-механической пеной;

если трубопроводы и пустотелые (из труб) конструкции не содержат горючих паров и жидкостей.

Запрещается применять ТрККН и ШКЗ:

на местности, содержащей взрывчатые газы в радиусе разлета осколков;

ближе 5 м от закрытой задвижки;

на трубопроводах, погруженных в жидкость в пределах ремонтного котлована.

7.6.3. Работы по резке трубопроводов, не содержащих горючие смеси, а также трубопроводов, полностью заполненных водой, нефтью, газом при избыточном давлении 200 - 500 Па, должны выполняться в соответствии со следующими документами: «Труборезы кумулятивные кольцевые наружные. Техническое описание и инструкция по эксплуатации шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ) при резке трубопроводов. ТУ 84-988-84 ИЭ».

7.6.4. Работы по резке трубопроводов, полностью или частично опорожненных от нефти или при наличии в них горючей паровоздушной смеси, должны выполняться в соответствии с документами: «Инструкция по резке взрывом трубопроводов, опорожненных от нефти», «Заряд кумулятивный шнуровой. Инструкция по резке трубопроводов с остатками нефти на стенках с применением шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ). ТУ 84-988-84 ИЭ».

7.6.5. Работы по вырезке взрывом отверстия внутри отвода при подсоединении новых линий к действующим коммуникациям выполняются труборезами кумулятивными кольцевыми седлообразными (ТрККС) по ТУ 88 УССР 085.390-85 в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации СВ 72.00.000.ТО «Устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы». Труборезы ТрККС и устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы допущены Госгортехнадзором России к постоянному применению.

7.6.6. Все мероприятия по организации и выполнению работ с использованием взрывчатых материалов должны осуществляться в соответствии с документами:

«Единые правила безопасности при взрывных работах»;

«Инструкция о порядке хранения, использования и учета взрывчатых материалов»;

«Правила перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом» и соответствующими инструкциями.

7.6.7. Взрывание с использованием кумулятивных зарядов производится по заранее разработанным проектам, утвержденным руководителем предприятия, на котором ведутся взрывные работы, или по согласованию с ним главным инженером организации, ведущей взрывные работы.

7.6.8. Перед началом взрывных работ должны быть установлены границы опасной зоны. Эти границы на местности должны быть отмечены условными знаками.

7.6.9. На границах опасной зоны на время взрывных работ должны быть выставлены посты охраны из хорошо проинструктированных лиц.

7.6.10. При производстве взрывных работ обязательно применение звуковых или световых (в темное время суток) сигналов.

7.6.11. Все электроустановки, кабели, контактные и другие воздушные провода, находящиеся в пределах опасной зоны, обесточиваются. Две близрасположенные станции катодной защиты должны быть отключены. Контроль отклонения проводится путем замера потенциала «труба - земля», потенциал не должен превышать 0,5 В.

7.6.12. При необходимости выполнения взрывных работ вблизи зданий, сооружений, оборудования, находящихся в пределах опасной зоны, следует предусмотреть меры по защите их от осколков.

При выполнении взрывных работ на одном из параллельно расположенных трубопроводов в пределах ремонтного котлована следует предусмотреть мероприятия по гарантированной защите остальных трубопроводов от поражающего действия осколков и ударной волны. При необходимости использования защитных конструкций они должны удовлетворять требованиям «Единых правил безопасности при взрывных работах» и быть согласованы с местными контролирующими органами.

7.6.13. Взрывные работы разрешается проводить при отсутствии в пределах опасной зоны горючих паров и газов или наличии их не выше предельно допустимой концентрации по санитарным нормам для рабочей зоны.

7.6.14. Резка трубопроводов и трубчатых конструкций может осуществляться одним или одновременным подрывом двух или более труборезов. При одновременном подрыве нескольких труборезов электродетонаторы должны соединяться в сеть последовательно.

7.6.15. Во время подготовки и проведения взрывных работ все другие работы в радиусе опасной зоны запрещаются.

7.6.16. При взрывных работах на участках повышенной опасности из-за блуждающих токов (вблизи линий электропередачи, электрифицированных железных дорог и т. п.) рекомендуется применять электродетонаторы пониженной чувствительности.

7.6.17. Резка трубопроводов, полностью заполненных нефтью, нефтепродуктами или газом, должна производиться под слоем воздушно-механической пены кратностью 70-100, толщиной не менее 1 м над трубой.

7.6.18. Резка трубопроводов, заполненных жидкостью, должна производиться при статическом давлении жидкости, не превышающем 20 % рабочего.

7.6.19. Работы по резке труб выполняются специальной группой, в состав которой входят ответственный руководитель взрывных работ, взрывники, рабочие, прошедшие инструктаж в установленном порядке.

К производству взрывных работ допускаются лица, имеющие «Единую книжку взрывника» с правом производства взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях и прошедшие обучение и инструктаж по данному виду работ.

К руководству взрывными работами допускаются лица с горнотехническим образованием или после специальных курсов, дающих право ответственного ведения взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях.

7.6.20. Организация, ведущая взрывные работы, должна обеспечить хранение взрывчатых материалов, гарантирующее их от хищения и порчи. Взрывчатые материалы должны храниться только на специальных складах, в ящиках или сейфах в соответствии с требованиями «Единых правил безопасности при взрывных работах».

На право хранения взрывчатых материалов (ВМ) на складах и в сейфах предприятия должны иметь письменное разрешение местных органов милиции.

7.6.21. Порядок хранения ВМ, отпуска, учета и охраны в местах хранения определяются инструкциями, согласованными с местными органами контролирующей организации.

7.6.22. Все действующие и вновь вводимые в эксплуатацию склады для постоянного и временного хранения ВМ должны быть зарегистрированы на основании акта их приемки в контролирующих органах.

На каждом складе разрешается хранить не более того количества ВМ, на которое органами милиции выдано разрешение.

7.6.23. Все базисные и расходные склады, а также склады для кратковременного хранения ВМ должны охраняться круглосуточно военизированной охраной.

Охрану передвижных складов ВМ осуществляют заведующие складами, взрывники или ответственные за перевозку ВМ круглосуточно, имея при себе огнестрельное оружие.

7.6.24. При прекращении взрывных работ неизрасходованные ВМ должны быть вывезены со склада или переданы другому предприятию в установленном порядке.

7.6.25. Предприятия, ведущие взрывные работы, до начала работ обязаны получить от контролирующих органов разрешение на право производства взрывных работ с указанием срока действия.

7.6.26. Для приобретения взрывчатых материалов организация, ведущая взрывные работы, должна иметь разрешение от местных органов МВД на приобретение и перевозку требуемого количества ВМ со сроком действия до 6 месяцев.

7.6.27. Доставка взрывчатых материалов автомобильным транспортом осуществляется в соответствии с требованиями «Инструкции о порядке перевозки опасных грузов автомобильным транспортом» и «Правил перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом» (утв. Госгортехнадзором России).

7.6.28. Ответственность за нарушение порядка хранения, учета и использования взрывчатых материалов несут должностные лица в зависимости от характера нарушений и их последствий в дисциплинарном, административном или судебном порядке.

7.7. Защита от внешней и внутренней коррозии

7.7.1. Комплекс мероприятий по защите от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает:

технологические методы - мероприятия, направленные на предупреждение увеличения коррозионной активности среды или ее уменьшение;

специальные методы защиты, включающие применение покрытий, футеровок, химических реагентов (ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода), электрохимическую защиту;

контроль коррозионной активности и физико-химических свойств среды.

7.7.2. Мероприятия по защите от коррозии должны планироваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам:

водно-нефтяных эмульсий при обводненности выше точки инверсии фаз и в случае разделения эмульсии в трубопроводе на нефть и воду;

газа, содержащего влагу, сероводород и (или) двуокись углерода, кислород при температуре и давлении ниже точки росы для воды;

пластовых и сточных вод, содержащих сероводород, двуокись углерода, кислород, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ);

пресной воды при индексе насыщения (индекс Ланжелье) J < 0;

неподготовленной морской воды.

Коррозионная активность транспортируемой среды определяется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.

7.7.3. В случае транспортировки газа при парциальном давлении сероводорода более 300 Па, обводненной нефти и воды, содержащих сероводород в концентрации, соответствующей растворимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па, следует предусматривать меры предотвращения коррозионного растрескивания трубопроводов в соответствии с нормами «Проектирования промысловых стальных трубопроводов».

7.7.4. Защита внутрипромысловых трубопроводов от внутренней коррозии осуществляется с помощью технологических методов борьбы с коррозией, антикоррозионных внутренних покрытий и ингибиторов коррозии.

7.7.5. Защита промысловых трубопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает:

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

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

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

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

очистку трубопроводов от механических примесей и продуктов коррозии.

7.7.6. Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды не допускается:

совместный сбор продукции скважин, содержащих и не содержащих сероводород;

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

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

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

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 диаметров 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/мм²) и термоупрочненных до 637 МПа (65 кгс/мм²) 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 °С), 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 B на рис. 8.1, б зависит от толщины стенки трубы:

Рис. 8.1. Типы разделки кромок труб для ручной дуговой сварки, односторонней автоматической сварки под флюсом, автоматической дуговой сварки порошковой проволокой с принудительным формированием, полуавтоматической сварки в защитных газах:

а - для труб D 57 - 1420 мм с толщиной стенки до 16 мм; б - для труб D 273 - 1420 мм с толщиной стенки более 15 мм; в - для автоматической сварки труб в защитных газах

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

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

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 °С обязательна:

при наличии влаги на трубах независимо от способа сварки и прочности основного металла;

при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5 °С в случае сварки труб с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/мм²) 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, °С

Условные обозначения:

Таблица 8.4

Температура предварительного подогрева при сварке корневого шва электродами с основным видом покрытия, °С

Условные обозначения: