ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

+400...500

3,0...3,5

Порошковая проволока:

ПП-АН19

+230...250

2,0...3,0

ПП-АН24СМ

+200...230

1,5...2,0

ПП-АН30С

+200...230

1,5...2,0

_____________

Примечание. Электроды с целлюлозным покрытием, доставленные к ме­сту работы с неповрежденной герметической упаковкой (в жестяных банках или картонных коробках с герметизирующей пленкой), разрешается исполь­зовать по назначению без предварительной сушки.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

СРОК ХРАНЕНИЯ ЭЛЕКТРОДОВ

Сварочные материалы

Срок годности при хранении

в сухих по­мещениях, сут

Электроды с основным видом покрытия

2

Электроды с целлюлозным видом покрытия

5

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

СБОРКА, СВАРКА

И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ

СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

1. Перед сборкой и сваркой труб необходимо:

произвести визуальный осмотр поверхности трубы (при этом трубы не должны иметь недопустимых дефектов, регламентиро­ванных техническими условиями на поставку трубы);

очистить внутреннюю полость труб от попавших туда грун­та, грязи, снега;

выправить или обрезать деформированные концы и повре­ждения поверхности труб;

очистить до металла кромки и прилегающие к ним внутрен­нюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм.

2. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глу­биной 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 дефор­мированных 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 местным 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 фаски глуби­ной до 5 мм.

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

3. При сборке труб с одинаковой нормативной толщиной стен­ки смещение кромок допускается на величину до 20 % толщины стенки трубы, но не более 3 мм при дуговых методах сварки и не более 2 мм при стыковой сварке оплавлением.

4. Непосредственное соединение на трассе разнотолщинных труб одного и того же диаметра и труб с деталями (тройниками, переходами, днищами, отводами) допускается при следующих условиях:

если разность толщин стенок стыкуемых труб или труб с де­талями (максимальная из которых 12 мм и менее) не превышает 2,5 мм;

если разность толщин стенок стыкуемых труб или труб с деталями (максимальная из которых более 12 мм) не превышает 3 мм.

Соединение труб или труб с деталями с большей разностью толщин стенок осуществляется путем вварки между стыкуемы­ми трубами или трубами с деталями переходников или вставок промежуточной толщины, длина которых должна быть не менее 250 мм.

При разнице в толщине труб до 1,5 толщины допускается непосредственная сборка и сварка труб при специальной разделке кромок более толстой стенки трубы или детали. Конструктив­ные размеры разделки кромок и сварных швов должны соответ­ствовать указанным на рис. 11.1.

Рис. 11. 1. Конструктивные размеры разделки кромок и сварных швов разнотолщинных труб (до 1,5 толщины стенки)

Смещение кромок при сварке разностенных труб, измеряе­мое по наружной поверхности, не должно превышать допусков, установленных требованиями п. 3 данного приложения.

Подварка изнутри корня шва разностенных труб диаметром 1000 мм и более по всему периметру стыка обязательна, при этом должен быть очищен подварочный слой от шлака, собраны и удалены из трубы огарки электродов и шлак.

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРАТОРОВ

Таблица 1

Технические характеристики центраторов

эксцентрикового типа, ЦНЭ

Тип центратора

Масса центратора, кг

Диаметр труб, мм

ЦНЭ 16-21:

без приставки

11,7

168

с приставкой

14,7

219

ЦНЭ 27-32:

без приставки

13,9

273

с приставкой

17,7

325

ЦНЭ 37-42:

без приставки

15,5

377

с приставкой

19,3

426

Таблица 2

Технические характеристики центраторов

звенного типа ЦЗ

Марка

центратора

Масса центрато­ра, кг

Число звеньев

Диаметр труб, мм

ЦЗ 101

54

10

1020

ЦЗ 81

45

8

820

ЦЗ 71

40

8

720

ЦЗ 61

28

7

630

ЦЗ 51

25

6

529

Таблица 3

Технические характеристики внутренних

центраторов типа ЦВ

Параметры

ЦВ 31

ЦВ 5Н

ЦВ 81

ЦВ 104

ЦВ 124

ЦВ 144

Диаметр сты­куемых труб, мм

325

529

720-820

1020

1220

1420

Число центри­рующих рядов, шт.

2

2

2

2

2

2

Число жимков в одном ряду, шт.

6

6

9

12

16

16

Общее усилие на один то­рец, тс

18

41

60

60

80

80

Время разжа­тия одного центрирующего ряда, с

2

5

7

12

9

9

Габаритные размеры (без штанги), мм:

длина

2000

1700

2380

3265

3265

3265

диаметр

303

500

800

1000

1200

1400

Длина штанги, м

36,5

37

37

38,5

38,5

38,5

Масса центра-тора (без штанги), кг

215

289

760

1465

1670

1910

Масса штанги

115

195

195

250

250

250

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ТЕРМОИНДИКАТОРНЫХ КАРАНДАШЕЙ

ПО ТУ6-10-1110-76

Марка

каран­даша

Температура перехода, °С

Цвет штриха термоиндикаторных

карандашей

исходный

после воздей­ствия темпера­туры

110а

+110

Желтый

Оранжевый

110

+130

Желтый

Оранжевый

240

+240

Бирюзовый

Белый

140-440-525

+140

Розовый

Оранжевый

+440

Оранжевый

Темно-серый

+525

Темно-серый

Белый

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ СВАРОЧНОГО ТОКА

ДЛЯ РАЗЛИЧНОГО ВИДА ПОКРЫТИЙ ЭЛЕКТРОДОВ

И РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ СВАРКИ

Таблица 1

При сварке электродами с основным видом

покрытия способом "на подъем"

Диаметр элек­трода, мм

Сварочный ток (А) в зависимости от пространственного

положения шва

нижнее

вертикальное

потолочное

2,0...2,5

50...90

40...80

40...50

3,0...3,25

90...130

80...120

90...110

4,0

140...180

110...170

150...180

Таблица 2

При сварке электродами способом "на спуск"

Диаметр электрода, мм

Слой

Сварочный ток (А) в зависимости

от пространственного положения шва

нижнее

вертикальное

потолочное

Электроды с целлюлозным видом покрытия

3,0...3,25

1

90... 110

90... 110

80... 100

4,0

1

120... 160

120... 160

100... 140

4,0

Горячий проход

140... 180

150... 170

140... 170

5,0

Горячий проход, заполняющий слой

180... 200

200... 220

160... 180

Электроды с основным видом покрытия

3,0

1

80... 100

110... 130

90... 110

ПРИЛОЖЕНИЕ 15

АКТ

ТЕХНИЧЕСКОГО РАССЛЕДОВАНИЯ

НЕКАТЕГОРИЙНОГО ОТКАЗА ТРУБОПРОВОДА

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

___________________________

(подпись, Ф. И. О.)

"____"_____________ 19____г.

от "_____" _________________ 19 __ г.

гор. ________________________

_________________________________________________________

(наименование трубопровода)

Составлен комиссией

Председатель ______________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

Члены комиссии: 1._________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

2._________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

3._________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

Комиссия установила:

Характеристика и свойства объекта

Данные расследования

отказа объекта

Дата возникновения отказа

Место отказа (пикет — ± м)

Техническая характеристика и условия

эксплуатации нефтепровода

Дата ввода в эксплуатацию

Диаметр, толщина стенки, мм

Марка стали

Тип внутренней антикоррозионной защиты (по проекту и фактический)

Состояние наружной изоляции

Дата гидравлического испытания и величина давления (последнего), МПа

Проектное рабочее давление, Р раб.

Величина Р раб. в момент отказа, МПа

Характеристика грунта

Глубина заложения, м

Температура перекачиваемой жидкости, °С

Обводненность продукции фактическая, %

Характеристика ремонтно-восстановительных

работ

Дата, время и способ обнаружения отказа

Время перекрытия аварийного участка ПТ

Время остановки перекачки

Время начала и конца вскрытия аварийного участка

Время окончания ликвидации отказа

Способ ликвидации отказа

Время возобновления перекачки

Причина отказа

Последствия отказа

Простой, ч

Затраты на ликвидацию отказа, тыс. руб.

Потери в добыче нефти, т; ее стоимость, тыс. руб.

Другие последствия отказа

Общий ущерб от отказа, тыс. руб.

Организация и должностные лица, виновные в отказе

Предлагаемые оргтехмероприятия

и сроки их исполнения

Приложения к акту технического расследования

Эскиз (фото) разрушения с указанием размеров

Эскиз площади, залитой нефтью

Расчет потерь при добыче нефти

Справка о фактических затратах (с рас­четом затрат)

Исполнительная документация по ликви­дации отказа

Выписка из журнала оперативного учета работы промыслового трубопровода

Заключение научно-исследовательского института (лаборатории) об исследовании дефектных образцов (при необходимости)

Объяснительные записки и другие матери­алы (при необходимости)

Председатель комиссии

Члены комиссии

ПРИЛОЖЕНИЕ 16

ЖУРНАЛ УЧЕТА НЕКАТЕГОРИЙНЫХ ОТКАЗОВ

_______________________

(Предприятие, цех)

№

п/п

Наименование промыслового

Характеристика трубопровода

Время

обна­ружения

Работы по ликвидации отказа

Время возобновления

Причи­на отказа

Последствия отказа

Сте­пень отказа

трубо­провода

дата ввода

в экс­плуа­тацию

диа­метр, мм

рабо­чее давле­ние

Р раб, МПа

фактическое давле­ние, МПа

отка­за, ч,

мин

нача­ло, число, месяц

конец, число, месяц

ра­боты: число, месяц, ч, мин

поте­ри нефти, т

затра­ты на ликви­дацию

ПРИЛОЖЕНИЕ 17

ОТЧЕТ ОБ ОТКАЗАХ В СИСТЕМЕ НЕФТЕСБОРА

_________________________________________ за ____________________________________

(НГДУ, объединение) месяц, год

Наименование,

Количество отказов, шт.

Место разрушения

Потери нефти от недобора

от разлива

Затраты

назначение

трубопровода

в том числе по причинам:

по те­лу

по свар­ному

в том числе по причинам:

на ликвидацию отказов,

всего

корро­зии

стро­ит. брака

наруш. правил экспл.

про­чие

трубы

шву

всего

корро­зии

строит. брака

наруш. правил экспп.

прочие

тыс. руб.

Трубопроводы систем сбора нефти.

Всего

В том числе:

нефтесборные

коллекторы

внутрипромысловые напорные нефтепроводы

нефтепро­воды

товарной нефти

выкидные ли­нии

скважин

ПРИЛОЖЕНИЕ 18

СВЕДЕНИЯ ОБ ОТКАЗАХ В СИСТЕМАХ НЕФТЕСБОРА ПО ОТРАСЛИ

за __________________________________

месяц, год

Название

Количество отказов, шт.

Место разрушения

Потери нефти от недобора

от разлива

Затраты

объединения

в том числе по причинам:

по те­лу

по свар­ному

в том числе по причинам:

на ликвидацию отказов,

всего

корро­зии

стро­ит. брака

наруш. правил экспл.

про­чие

трубы

шву

всего

корро­зии

строит. брака

наруш. правил экспл.

прочие

тыс. руб.

Общее коли­чество отказов по от­расли

В том числе по объедине­ниям:

1. Нижневартовскнеф-тегаз

2. Сургутнефтегаз

3.

4.

5.

Всего по Тю­менскому региону

9. Татнефть

10. Башнефть

11.

12.

ПРИЛОЖЕНИЕ 19

НАРЯД-ДОПУСК

НА ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПОВЫШЕННОЙ

ОПАСНОСТИ

Предприятие ______________________________________________

Цех (участок) ______________________________________________

1. Ответственный за производство работ ______________________

_________________________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

2. Место работ ____________________________________________

3. Содержание работ _______________________________________

_________________________________________________________

4. Ответственный за подготовку к работам ____________________

_________________________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

5. Ответственный за проведение работ ________________________

_________________________________________________________

(должность, Ф. И. О.)

6. Перечень и последовательность мероприятий и мер безопас­ности:

а) при подготовительных работах _____________________________

_________________________________________________________

б) при проведении работ _____________________________________

_________________________________________________________

7. Состав бригады и подписи инструктируемых о прохождении инструктажа:

№

п/п

Ф. И. О.

Профессия

Подпись инструктируемо­го

о прохожде­нии инструктажа

Подпись проводившего инструктаж

8. Начальник объекта (цеха), выдавший наряд-допуск ___________

_________________________________________________________

(дата, подпись)

9. Мероприятия, предусмотренные в пункте 6а выполнены ______

_________________________________________________________

(дата, подпись липа, ответственного за подготовку работ)

10. Рабочее место подготовлено к проведению работ ____________

_________________________________________________________

(дата, подпись лица, ответственного за подготовку работ)

11. Согласовано с представителем пожарной охраны (службы), техники

безопасности ______________________________________________

(подпись)

12. С нарядом-допуском ознакомлены ________________________

_________________________________________________________

(подписи сменного инженера, дежурного щита автомашины, машиниста,)

_________________________________________________________

(оператора, электрика)

13. Разрешаю производство работ с _____ часов до _____ часов

_________________________________________________________

(дата, подпись начальника объекта, цеха)

14. Наряд-допуск продлен на "_____" ______________ 19_____ г.

с _____ час до _____ час.

Ответственный за проведение работ _________________________

(подпись)

Ответственный за проведение работ _________________________

(подпись)

Начальник объекта (цеха) __________________________________

15. Работы по наряду-допуску окончены ________________________

(время, дата, подпись,

_________________________________________________________

ответственного за проведение работ)

16. Работы приняты, наряд-допуск закрыт. Начальник объекта (цеха)

_________________________________________________________

(дата, подпись)

ПРИЛОЖЕНИЕ 20

КАТЕГОРИИ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ

Категория участка трубопровода

Название

участка

трубопровода

газопроводы

для бессернистого газа

газопроводы

для сероводород-содержащего газа

выкидные трубопроводы, нефтегазо-проводы, нефтепроводы и конденсато-проводы

трубопроводы систем заводнения при Р_раб

более 10 МПа

Категория трубопровода

I

II

III

IV

I

II

III-IV

I

II

III-

IV

I

II

III-IV

1. Переходы че­рез водные преграды:

а) судоходные и несудоход­ные русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднеме-женного гори­зонта воды);

В

В

I

I

В

В

I

В

В

I

В

I

II

б) несудоход­ные с зерка­лом воды в межень до 25 м — в ру­словой части;

I

II

II

II

В

I

I

I

I

I

В

I

—

в) горные по­токи (реки);

В

I

II

II

В

I

I

I

I

I

В

I

II

г) поймы рек по горизонту высоких вод 10 % обес­печенности;

I

II

II

II

В

I

I

I

I

I

В

I

—

д) участки протяженно­стью 1000 м от границ го­ризонта высо­ких вод 10 % обес­печенности.

2. Переходы че­рез болота со­гласно СНиП III-42-80:

I

II

III

III

В

I

II

I

I

II

I

II

—

тип I

I

II

III

III

I

II

III

I

II

III

I

II

III

тип II

I

II

III

III

I

II

II

I

II

II

I

II

III

тип III

I

II

II

II

В

I

I

I

I

I

В

I

II

3. Переходы че­рез желез­ные и автомо­бильные дороги (на пе­регонах):

железные дороги общей сети, включая по обе сторо­ны дороги длиной 40 м каждый от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного по­лотна дороги

В

I

I

II

В

I

I

I

I

I

В

I

I

подъездные железные до­роги промышленных предприятий, включая участки по обе сторо­ны до­роги длиной 25 м каждый от осей край­них путей