ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

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 нефтепрородов".

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 В на рис. 8.1, б зависит от толщины стенки трубы:

В, мм Толщина стенки трубы, мм

7 Свыше 15 до 19

8 Свыше 19 до 21,5

10 Свыше 21,5 до 26

12 Свыше 26 до 30

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.