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.
