ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

работ

Запись результатов освидетельствования

и ревизии трубопроводов

Дата

Результат

освидетель­ствования, ревизии

Срок следующего освидетельство­вания, ревизии

Подписи ответственных лиц, производивших освидетельствование

Формуляр

замера деталей трубопровода

Номера точек

по схеме

Первоначаль­ный диаметр

и толщина, мм

Отбрако­вочный размер, мм

Толщина

по про­меру, мм

Метод заме­ра

Подпись

Приме­чание

Результаты ультразвуковой толщинометрии и

прогнозирования внутренней коррозии

1. Контролируемый участок: начало ______________

конец _______________

2. Расположение контрольных отрезков:

Номер отрезка

Координата

Длина, м

Результаты измерений и прогноза

Значения

Наработка

до отказа,

Дата

наблюдаемые

прогнозируемые

лет

максимальная глубина, мм

скорость коррозии, мм/год

максимальная глубина, мм

скорость коррозии, мм/год

СХЕМА ТРУБОПРОВОДА

Вносится схема конкретного объекта

РЕГИСТРАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА

Трубопровод зарегистрирован за № ____________________________.

в ОГМ ___________________________________________________.

В паспорте пронумеровано _______________ страниц и прошнуровано

всего _______________________ _____________________ листов.

_____________________________________ ___________________

(должность, Ф. И. О. регистрирующего лица) (подпись)

"________" ________________ 19 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ЖУРНАЛ УЧЕТА УСТАНОВКИ — СНЯТИЯ ЗАГЛУШЕК

В цехе ______________________________________________________________ НГДУ ______________________________________________________________.

№

п/п

Дата уста­новки

за­глушки

Точное место установки заглушки на трубопро­воде (номер по схеме)

Номер партии заглушки РУ, ДУ

Должность, Ф. И. О. лица, давшего

указа­ние на установ­ку заглушки

Подпись

Дата сня­тия

заг­лушки

Должность, Ф. И. О. липа, давшего

указа­ние на снятие заглушки

Подпись

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

УТВЕРЖДАЮ

Главный механик НГДУ

_________________________

"____" ____________ 19 __ г.

АКТ

РЕВИЗИИ И ОТРАБОТКИ ТРУБОПРОВОДОВ

по цеху __________ в период с ____________ по ____________ 19 г.

Произведена ревизия трубопроводов___________________________

Результаты ревизии приведены ниже.

№ п/п

Наименование

и назначение трубопровода.

Среда

Рабочие

параметры

Категория тру­бопро- вода

Испол­нитель

Сроки устра­нения

Подробное описание

ха­рактера

выяв­ленных дефек­тов и место их расположе­ния

давле­ние Р, МПа

темпе­ратура

t, °С

дефек­та

Начальник ОТН ______________________

Начальник цеха ______________________

Механик цеха ________________________

Инженер ОТН _______________________

Примечание. К акту должны быть приложены квалифицированно составленные эскизы по каждому дефектному участку трубопровода для передачи его исполнителю с указанием на нем:

а) наименования трубопровода и параметров его работы;

б) точного расположения дефектного участка, подлежащего замене;

в) вида трубы, ее материала и размеров;

г) типа и материала на фланцы, шпильки, прокладки, опоры;

д) размера и материала на фитинги и детали врезок (ответвлений);

е) марок сварочных материалов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

АКТ ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ

НГДУ ________________________________________________________________ Цех _______________________________________________________________.

“____"____________________ 19____ г.

Произведено испытание нижеперечисленных трубопроводов

№

Наименование

Рабочие

Вид испытания

п/п

трубо­провода

параметры

на прочность

на плотность

давле­ние Р, МПа

темпе­ратура t, °С

гидравличес­кое или пнев­матическое

испытатель­ное давле­ние, Р_и, МПа

продолжи­тельность испытания, ч

гидравличес­кое или пнев­матическое

испытатель­ное давле­ние, Р_и, МПа

продолжи­тельность испытания, ч

Трубопроводы, перечисленные в настоящем акте, испытание выдержали и могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации.

Начальник цеха Механик цеха

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

АКТ НА РЕМОНТ И ИСПЫТАНИЕ АРМАТУРЫ

в период с “________” _________________________________________ 19_______г. по “________” __________________________________________ 19_______г.

Произведены ремонт и испытание нижеперечисленной арматуры

№

п/п

Наименова­ние, номер, шифр арматуры

Наименова­ние трубо­провода, место уста­новки

Отметка о ремонте,

связанном со сваркой

Сведения

о замененных деталях и их

Арматура испытана

Приме­чание

арма­туры

Ф. И. О. сварщика

и № его удосто­верения

сведения о свароч­ных ма­териалах,

№ серти­фиката и качество сварки

сведения о термо­обработ­ке

материал

на проч­ность давлением Р₁, МПа

на плот­ность давлением Р₁, МПа

Заключение. Ремонт и испытание арматуры произведены в соответствии с требованиями "Правил по эксплуа­тации, ремонту и отбраковке внутрипромысловых трубопроводов". Арматура испытание выдержала и может быть допущена к дальнейшей эксплуатации в соответствии с паспортными данными.

Начальник цеха (производившего ремонт)

Ответственный исполнитель

Лицо, принявшее арматуру из ремонта

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Основные технические характеристики

и области эффективного применения

материалов для антикоррозиоонной

изоляции внутренней поверхности трубопроводов

Защищаемая система

Тип агрессивной среды

Темпе-ратура, °С

Рекомен­дуемые покрытия

(ГОСТ, ТУ).

Тех­нология нанесения

Толщина покры­тия, ко­личест­во слоев

Разработчик технологии

1. Нефтесборные сети: новые, диаметром

114-159мм

Нефть, минерали-зованные воды с _H2S, CO₂, O₂

До +40°С

Металло-пластмассовые тру­бы (футерованные полиэтиле­ном), цеховая

—

ТатНИПИиефть

РД 39-3-1042-84

новые, диаметром

219-325 мм

То же

До +100°С

Остеклованне, цехо­вая

—

ТатНИПИнефть

РД 39-3-1138-84

2. Систе­ма поддержания пластово­го давления — сточные воды

Промысло­вые сточ­ные воды

с CО₂, О₂

До +40°С

Шпатлевка

ЭП-00-10.

ГОСТ 10277-76, полевая технология

250 —

300 мкм

3 слоя

ВНИИСПТнефть "Указания по выбору и примене­нию лако­красочных материалов и систем покрытия

То же

То же

Шпатлевка

ЭП-00-10.

ГОСТ 10277-76

250 —

300 мкм

2 слоя

для внут­ренней изоляции промысло­вых

—”—

—”—

Эмаль

ЭП-5116.

ГОСТ 25366-82

1 слой

трубо­проводов систем заводнения". РД 39-3-387-80

То же

До +40°С

Эмаль ЭП-5116. ГОСТ 25366-82, Полевой метод

350 —

400 мкм

3 слоя

—”—

То же

Шпатлевка

ЭП-00-10.

ГОСТ 10277-76

250 —

350 мкм

1 слой

—”—

—”—

Эмаль ЭП-755.

ТУ 6-10-717-76, Полевая технология

3 слоя

Содержащие

_H2S до 100 мг/л

—”—

Эмаль ФЛ-62.

ТУ 6-10-1814-81, полевой метод

300 мкм

4 слоя

ВНИИСПТнефть "Инструкция по техноло­гии нанесе­ния поли­мерных пок-рытий на

То же

—”—

Шпатлевка

ЭП-00-10.

ГОСТ 10277-76

300 мкм

1 слой

внутреннюю поверхность промысловых трубопрово­дов,

Эмаль ФЛ-62.

Ту 6-10-1814-81, полевая технология

3 слоя

транс­портирующих сероводород-содержащие среды (до 100 мг/л)"

Подводящие водоводы D

219-325 мм

То же

До 100°С

Остеклование, цехо­вая

0,5 —

3,5 мм

ТатНИПИнефть

РД 39-3-1138-84

Разводя­щие водо­воды D

114-159 мм

—”—

До +40°С

Металло-пластмассовые трубы (футерованные полиэтиле­ном), цеховая

ТатНИПИнефть

РД 39-0147-

-585-335-86

РД 39-0147585-

-336-86

3. Детали

насосов

Нефть, минерализо­ванные воды

с _O2H2S, СО₂

До +80°С

Эпоксидная компо­зиция ПЭП-177, серая. ТУ 22-74. Допускает­ся

ПЭП-971, серая.

ТУ 6-10-1604-77;

ЭП-49ДЗ.

ТУ 6-05-241-77-74;

Пентапласт мар­ки "А-2".

ТУ 6-95-1422-71

200 —

300 мкм

ТатНИПИнефть "Инструкция по техноло­гии нанесе­ния покрытий из порошко­вых материа­лов на цент­робежные на­сосы и арма­туру".

РД 39-3-493-80

РД 39-3-1314-85

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

УТВЕРЖДАЮ

Главный механик НГДУ

_________________________

"____" ____________ 19 __ г.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

НА ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРА

Объединение

НГДУ

Объект

Срок действия

регламента с ____________________________

до ___________________________

1. Характеристика объекта

1.1. Технологическая схема с указанием мест ввода ингибиторов и пунктов измерения скорости коррозии должна быть приведена на рисунке.

1.2. Характеристика основных трубопроводов

№

п/п

Началь-ный

Конечный пункт

Длина, м Диаметр,

Расход воды,

Давление, МПа

Темпе­ратура,

пункт

толщина стенки, мм

м³/сут

в начале

в кон­це

°С

2. Характеристика воды

2.1. Солевой состав, мг/л.

2.2. Концентрация растворенных газов, мг/л.

Содержание клеток СВБ

Концентрация механических примесей, мг/л

Концентрация нефти, мг/л

Водородный показатель (рН)

Плотность, кг/м³

3. Характеристика ингибитора

Марка

Агрегатное состояние

Цвет

Растворитель, входящий в состав ингибитора:

Плотность

Поверхностное натяжение на границе с водой, Н/м

Температура, °С

замерзания ______________________________________________.

воспламенения _____________ в открытом тигле _____________.

в закрытом тигле _____________.

самовоспламенения ______________________________________.

Вязкость, cст ____________ при температуре, °С _____________.

Растворимость:

в воде _________________________________________________.

в спиртах ______________________________________________.

в нефти ________________________________________________.

в ароматических растворителях ____________________________.

Пределы взрываемости паров растворителя с воздухом, % ______.

4. Технология применения ингибитора

4.1. Непрерывная дозировка в защищаемую систему.

Место ввода

Удельный рас­ход, мл/м³

Производительность установки дозирования, л/ч

Суточный расход

ин­гибитора, л

Примечание. Выбирается соответствующая технологическому процессу форма таблицы.

4.2. Непрерывная дозировка с периодическим кратковременным увеличением концентрации.

Место закачки ингиби­тора

Удельный расход,

г/м³, при

Производительность дозировочных насосов,

л/ч, при

Продол­житель­ность закачки ударной

Месяч­ный рас­ход ин­гибито­ра, т

Годовая потреб­ность, т

закачке ударной дозы

постоян­ной до­зировке

закачке ударной дозы

постоян­ной до­зировке

дозы, ч

1

2

3

4

5

6

7

8

4.3. Периодическая обработка концентрированным раствором ингибитора.

Место закачки

Концентра­ция

Объем раствора ингибитора

Периодич­ность

Годовая потребность, т

ингибитора

раствора, г/м³

на одну обработку, м³

обработки, сут

в ингиби­торе

в раство­рителе

1

2

3

4

5

6

5. Пункты и методы измерения коррозионной агрессивности воды

5.1. Гравиметрический метод

Пункт измерения

Характеристика образца

Частота измере­ний, ед/год

Количество образцов

в год, шт.

Приме­чание

тип

марка металла

количество на одну замену

5.2. Электрохимический метод (для контрольных испытаний).

Пункт измерений

Тип датчика

Тип измерений

Частота измерений

Электрод

Частота замеров,

Потреб­ность в

марка метал­ла

коли­чест­во

ед/год

элект­родах

6. Техника безопасности и охрана окружающей среды

6.1. Класс опасности ингибитора по ГОСТ 12.1.007 — 76.

6.2. ПДК в воздухе рабочей зоны или ориентировочный безопасный уровень воздействия.

6.3. Способ и частота определения концентрации в воздухе.

6.4. Группа горючести по ГОСТ 12.1.004 — 84.

6.5. Ограничения на допуск к работе с ингибитором (противопоказания).

6.6. Спецодежда.

6.7. Индивидуальные средства защиты.

6.8. Средства пожаротушения.

6.9. Меры оказания первой помощи при:

попадании химических веществ на кожу;

вдыхании паров;

попадании в глаза;

попадании в желудок.

6.10. Способ ликвидации разливов.

6.11. Указания по подготовке дозировочного оборудования к ремонтным работам.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ХАРАКТЕРИСТИКИ И НАЗНАЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДОВ

ПРИ СВАРКЕ СТЫКОВ ТРУБ

Таблица 1

Электроды с покрытием основного вида для сварки и ремонта

поворотных и неповоротных стыков труб при любых условиях

прокладки трубопроводов

Электроды

Свариваемые трубы

назначение

тип по ГОСТ 9467-75

марка

диаметр, мм

толщина стенки, мм

нормативное значение временного сопротивле­ния разры­ву, МПА (кгс/мм²)

Для сварки, ремонта кор­невого слоя шва и подварки изнутри трубы

Э42А

УОНИ 13/45

2,0... 2,5

3,0

5... 8

6... 26

и более

До 490 (50)

включитель­но

Э50А

УОНИ 13/55

ЛБ-52У**

НИБАЗ 55

Супербаз

Фокс ЕВ50

ОК 48.04

ВСО-50СК*

2,0... 2,6

2,5... 3,25

5... 8

8... 26

и более

До 588 (60)

включитель­но

Для сварки и ремонта за­полняющих и

Э42А

УОНИ 13/45

3,0... 4,0

5... 26

и более

До 431 (44)

включитель­но

облицовочных слоев шва (после "го­рячего" про­хода элект­родами с целлюлоз­ным покрыти­ем или после

Э50А

УОНИ 13/55

Гарант

Фокс ЕВ50

ОК 48.04

3,0... 3,25

4,0... 5,0

5... 8

6... 26

и более

До 539 (55)

слоя электродами с основным покрытием)

Э60

ОЗС-ВНИИСТ 27**

ВСФ-65У

ОЭС-24**

Шварц-ЗК

3,0... 3,25

5... 8

539... 588 (55-60)

включи­тельно

ОК 7379

ЛБ-620

4,0... 5,0

6... 26

и более

539... 588

(55... 60)

включи­тельно

Э70

Нибаз 65

Кессель

5520 МПА

ВСФ-75***

ЛБ-65Д

ОК 74.78*

4,0... 5,0

10... 26

и более

588... 637

(60... 65)

_____________

Примечания:

1. Каждый диаметр (группа диаметров) электродов относится ко всем маркам электродов, сгруппированных согласно типу по ГОСТ 9467-75. Например, группа диаметров 2,0...2,6 относится ко всем маркам электродов типа Э50А от УОНИ-13/55 до ОК 48.04, то же самое для диаметров 3,0 и 3,25 мм.

2. Электроды ЛБ-52У и ВСО-50СК диаметром 3,0 мм — только для сварки кор­невого слоя шва (помечены одной звездочкой — *).

3. Электроды ОЗС-ВНИИСТ-27 и ОЗС-24 особо рекомендуются для наземной и надземной прокладки при низких температурах окружающего воздуха (помечены двумя звездочками — **).

4. Электроды ВСФ-75 предназначены для сварки стыков труб из термически упрочненных труб с нормативным пределом прочности 637 МПа (65 кгс/мм²). Электроды УОНИ-13/45 предпочтительно применять для сварки труб из низкоуглеродистых сталей типа ст. 20 (помечены тремя звездочками — ***). Режимы сварки (сварочный ток) указаны на упаковке электродов.

Таблица 2

Электроды с покрытием целлюлозного вида для сварки

неповоротных стыков труб при подземной прокладке

трубопроводов

Электроды

Свариваемые трубы

назначение

тип по ГОСТ 9467-75

марка

диаметр,

мм

толщина стенки, мм

нормативное значение временного сопротивле­ния разры­ву, МПА (кгс/мм²)

Для сварки первого (корневого) слоя шва

Э42

ВСЦ-4

Фокс-Цель — 6010

Пайпвелд — 6010

Тиссен-Цель 70

3,0... 3,25

—

4,0

—

5... 8

—

—

—

До 588 (60)

6... 26

—

—

Э50

ВСЦ-4А

3,0... 3,25

5... 8

539... 637

(55... 65)

включи­тельно

Кобе-7010 Пайпвелд-7010

—

4,0

—

6... 26

и более

Для сварки второго слоя шва (горяче­го прохода)

Э42

ВСЦ-4

Фокс-Цель

Кобе-6010

3,0... 3,25

—

4,0

5... 8

—

10... 26

и более

До 588 (60)

Э50

ВСЦ-4А

—

—

—

Э60

ВСЦ-60

4,0... 5,0

6... 26

и более

539... 588

(55... 60)

Для сварки

заполняющих слоев

шва

Э60

ВСЦ-60

5,0

10.. 26

и более

539... 588

(55... 60)

включи­тельно

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

РЕЖИМЫ СУШКИ (ПРОКАЛКИ) СВАРОЧНЫХ

МАТЕРИАЛОВ ПЕРЕД СВАРКОЙ

Тип и марка сварочных материалов

Температура, °С

Время выдержки, ч

Электроды:

Э42, Э50

+60...100

1,0

Э42А

+250

1,0

Э50А

+300

1,0

Э60, Э70

+350

1,5

Флюсы:

АН-348А

+200...300

1,5

АН-47

+300...350

1,5

АН-ВС

+300...350

1,5

ФЦ-16