ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Любое

Любое

Не огра­ничено

Любых размеров

» »

» »

Вмятины без поврежде­ния металла трубы и с любыми царапинами, задирами, свищами и другими поврежде­ниями

То же

То же

То же

То же

» »

» »

Гофры

» »

» »

» »

» »

» »

» »

Полученная величина отбраковочного размера не может быть меньше указанной ниже:

наружный диаметр Дн, мм

 108 (114)

 219

 325

 377

> 426

наименьшая допустимая толщина стенки трубо­провода, мм

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

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.

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

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

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

непровары размером более 10 % от толщины стенки.

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

7.5.4.3. Фланцы отбраковывают:

при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхно­стей;

наличии раковин, трещин и других дефектов;

уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбрако­вочных размеров трубы.

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

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

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

Таблица 7.4

Предельные отбраковочные значения

толщин стенок корпуса арматуры

Условный диаметр Ду, мм

80

200

400

500

700

800

1000

1220

Предельная отбра­ковочная толщина стенки, мм (при Р_раб = 10 МПа)

3

4,5

6

7

8,5

10

11

14

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

Вид противокорро­зионного покрытия

Степень очистки стальной поверхности

Характеристика очищенной поверхности

Ленточные (холод­ного нанесения)

3

Не более чем на 5 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины, точки ржавчи­ны, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пла­стины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины

Битумно-мастичные, пластобитные и анти­коррозионные смазки

4

Не более чем на 10 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины и ржавчи­ны, видимые невооруженным глазом; три перемещении на поверхности прозрачной пла­стины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30 % площади пластины

7.5.6.9. Под битумно-мастичные, пластобитные и ленточные покрытия холодного нанесения плотное консервационное покры­тие, прочно связанное с трубой, не снимается, если оно не снижа­ет адгезионных свойств наносимой изоляции; труба должна очи­щаться лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины; после очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.

7.5.6.10. Поверхность трубопровода, имеющая острые высту­пы, заусенцы, задиры, брызги металла и шлака, должна быть опилена и зачищена.

7.5.6.11. При выполнении работ по очистке трубопровода пе­ред нанесением изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.

7.5.6.12. Запрещается применять химические, огневые спосо­бы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся сня­тием металлической стружки с поверхности трубопровода.

7.5.6.13. В зависимости от вида, размеров и взаимного распо­ложения дефектов собственно трубопровода выбирают один из следующих методов ремонта трубопроводов: зачистка поверхно­сти трубы, шлифовка; заварка (наплавка) коррозионных повре­ждений; приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт), бандажирование; замена катушки, трубы или плети.

7.5.6.14. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изо­ляцией производятся в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10 % минимальной толщины стенки трубы.

7.5.6.15. Заварка коррозионных повреждений допускается в следующих случаях:

если максимальный размер (диаметр, длина) дефекта не пре­вышает 20 мм;

остаточная толщина трубы в месте повреждения не менее 5 мм;

расстояние между смежными повреждениями не менее 100 мм.

Разрешается заварка коррозионных повреждений трубопро­водов, транспортирующих частично подготовленную нефть, то­варную нефть и пластовую воду (жидкостные потоки без газо­вых включений) под давлением в соответствии с РД 39-0147103-360-89.

7.5.6.16. В случае невыполнения указанных ограничений и обнаружения групповых повреждений, свищей, трещин длиной до 50 мм, а также сплошной коррозии допускается применение на­кладных усилительных элементов (заплат, муфт), которые мо­гут служить только как временные средства устранения утечек продукта и в дальнейшем должны быть вырезаны и отремонти­рованы вваркой катушки.

7.5.6.17. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглыми. Размер запла­ты (без технологических сегментов) вдоль трубы а допускается в пределах: 100 мм  а  150 мм. При этом радиус Закругления заплат r должен быть равен 0,5а.

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  а  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 внутри-промысловых 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).