ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.3.7. До начала заполнения трубопровода транспортируемой продукцией должны быть выполнены все работы, предусмотренные проектом.

3.3.8. При необходимости производства в защитной зоне работ, связанных с использованием энергии взрыва, необходимо согласовать производство работ с эксплуатирующей трубопро­вод организацией и органами территориальной администрации и пожарной охраны.

3.4. Требования к оснащению технологических

систем сбора средствами контроля,

регулирования, противоаварийной защиты

3.4.1. Средства автоматизации контроля и регулирования должны обеспечивать:

контроль (местный и дистанционный) за ходом технологиче­ских процессов транспорта нефти и газа;

контроль состояния и режимов работы технологического оборудования;

измерение текущих параметров (давления, температуры, рас­хода, уровня, качества продукции);

возможность получения информации по отдельным контро­лируемым параметрам, их предельным величинам или отклоне­ниям от установленных значений;

поддержание заданного технологического режима;

местное и дистанционное управление работой технологиче­ского оборудования.

3.4.2. Средства противоаварийной защиты должны предусма­тривать:

аварийную сигнализацию при выходе технологических пара­метров за предельные значения;

управление объектами систем сбора в целях предупреждения, определения, локализации и ликвидации аварий;

автоматическую блокировку оборудования, действующую независимо от других устройств управления.

3.4.3. Средства контроля, регулирования и противоаварийной защиты при опрессовке промысловых трубопроводов (ПТ) долж­ны производить:

контроль давления на участке опрессовки и за отсекающей задвижкой;

контроль состояния задвижек и заглушек, отсекающих уча­сток опрессовки;

сигнализацию (предупреждающую и аварийную) при пре­дельных значениях давления на участке опрессовки;

аварийную остановку насоса;

местное и дистанционное управление запорной арматурой на участке опрессовки;

регулирование технологических параметров насоса.

3.5. Требования к оснащению промысловых

трубопроводов средствами очистки

3.5.1. Очистка внутренней полости промысловых трубопрово­дов должна предусматриваться с целью восстановления их про­пускной способности путем удаления парафина, песка, водяных и газовых скоплений и различных механических примесей, а так­же с целью снижения скорости коррозии труб за счет удаления скопления воды и механических примесей.

Узлы запуска и приема очистных устройств должны предусматриваться на трубопроводах диаметром 200 мм и более.

3.5.2. Выбор метода очистки (механический, химический, термический, комбинированный) и оснащения участка трубопро­вода комплексом оборудования для очистки его внутренней по­лости должен быть подтвержден технико-экономическим расче­том.

Очистка телескопических трубопроводов может производить­ся термическим или химическим (в том числе гелями) способами, а также скребками для труб переменного диаметра.

3.5.3. Участки трубопровода, подвергающиеся механическим методам очистки, должны удовлетворять следующим требова­ниям:

участок трубопровода должен быть сварен из труб одного диаметра с учетом возможности пропуска очистного устройства на всем его протяжении;

величины овальности труб, вмятин и гофр должны находиться в допустимых пределах;

участок не должен иметь подкладных колец, устройств, выступающих во внутреннюю полость трубопровода;

радиусы кривых вставок на участке должны быть не менее пяти диаметров трубопровода;

участок трубопровода должен быть оснащен полнопроходной запорной арматурой;

участок должен выдерживать нагрузки от пропуска очист­ных устройств.

3.5.4. Комплекс оборудования для очистки полости трубопро­вода должен обеспечивать выполнение всех необходимых тех­нологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из трубопровода загрязнений.

Комплекс оборудования должен содержать: камеры пуска и приема очистного устройства; оборудование для запасовки в ка­меру пуска и извлечения из камеры приема очистного устрой­ства; технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой; средства контроля и сигнализации за прохождени­ем очистного устройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода загрязнений.

3.5.5. Камеры пуска и приема очистного устройства устана­вливаются на фундаментах для обеспечения их несмещаемости в процессе эксплуатации. Они должны быть рассчитаны на на­грузки от пропуска очистных устройств и осевые усилия от тем­пературного перепада и внутреннего давления. При необходимо­сти камеры пуска очистных устройств должны быть конструк­тивно защищены от осевых усилий, обусловленных воздействи­ем примыкающих к ним подземных трубопроводов. Герметиза­цию камер следует обеспечивать по I классу герметичности.

3.5.6. Оборудование для ввода и извлечения очистного устрой­ства должно соответствовать требованиям пожаровзрывобезопасности, обеспечивать необходимую механизацию подготови­тельных работ, удобство и надежность в эксплуатации.

3.5.7. Технологическая обвязка камер пуска и приема должна обеспечивать возможность перевода работы камеры на пусковой контур при приеме очистных устройств.

3.5.8. Сооружения для сбора и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений (парафина, песка, воды, конденсата и т.д.) должны быть рассчитаны на максимально возможный объем загрязнений. Площадки размещения сооружений для сбо­ра и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений долж­ны иметь ограждения и находиться на безопасном расстоянии от пожароопасных объектов.

3.5.9. Средства контроля и сигнализации должны обеспе­чивать возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка. Очистное устройство должно быть оборудовано сигнальным устройством для опреде­ления его местонахождения.

3.5.10. Система управления комплексом очистного оборудова­ния должна предусматривать возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) упра­вления процессом пуска и приема очистного устройства.

3.5.11. Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен обеспечивать полное удаление загрязнений из полости трубопровода, а очистные устройства — необходимую степень герметизации при движении по всей длине очищаемого участка.

3.5.12. Устройства для очистки полости трубопровода долж­ны удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать полную очистку стенок труб от парафина, пес­ка, продуктов коррозии, а также воды и конденсата;

перемещаться по кривым вставкам с радиусом, равным пяти диаметрам трубопровода, без нарушения работы конструктив­ных элементов трубопровода;

быть удобными для ввода в камеры пуска и извлечения из камер приема, обладать минимальным весом;

обеспечивать возможность замены герметизирующих и очист­ных элементов в случае выхода их из строя.

3.6. Обеспечение производства

технологическими регламентами,

согласование их с надзорными органами

3.6.1. Технологический регламент по эксплуатации трубопро­водов систем сбора нефти, газа и воды на промыслах является до­кументом, содержащим требования к эксплуатации этих систем с целью поддержания оптимальных параметров работы трубо­проводов, их согласования с параметрами работы всего месторо­ждения, установок подготовки нефти, газа и воды, обеспечения достигнутого уровня надежности, безопасности, производствен­ной санитарии, пожаровзрывобезопасности и охраны окружаю­щей среды.

3.6.2. Регламенты составляются и утверждаются предприя­тиями, эксплуатирующими внутрипромысловые трубопроводы.

При необходимости привлекаются научно-исследовательские организации.

3.6.3. Регламенты составляются на основе достижений науки в техники в данной области к моменту разработки регламента. Регламент должен выполняться для конкретных проектных ма­териалов, на конкретные технические решения. В случае, если на объектах трубопроводного транспорта применяются новые виды сырья, вспомогательных материалов, отходов и выбросов, научно-исследовательские организации — разработчики процес­сов обязаны ко времени выдачи регламента составить и согласо­вать технические условия на них, а также определить величины предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ для воздуха и водоемов санитарно-бытового и рыбохозяйственного назначения.

3.6.4. Регламент на систему трубопроводов сбора нефти, газа и воды должен содержать требования по:

техническому уровню и патентоспособности процессов;

технической характеристике транспортируемой продукции, основных и вспомогательных материалов;

технической характеристике отходов и выбросов;

технологии сбора и транспорта продукции на весь период эксплуатации месторождения;

расчету основных технологических параметров;

физико-химическим и теплофизическим свойствам транспортируемых веществ, сред и смесей;

рекомендации по конструкции и материальному оформлению оборудования на линейной части трубопроводов;

технической эксплуатации трубопроводов (поддержание и регулирование параметров; борьба с осложнениями — заморажи­ванием, отложениями парафина, песка, окислов железа; борьба с коррозией; осуществление планово-предупредительных ремон­тов; ликвидация аварий и т. д.);

контролю основных параметров работы и надежности трубопроводов (дистанционный контроль параметров, телемеханиза­ция, дефектоскопия и т. д.);

технике безопасности, производственной санитарии и пожаровзрывобезопасности;

охране окружающей среды;

пуску, остановке и консервации отдельных участков трубо­проводов;

технико-экономическому анализу эффективности работы трубопроводов с целью определения эффективности мер по повыше­нию их надежности.

3.6.5. Регламенты составляются на систему сбора одного цеха в целом. При необходимости регламент может быть разработан на отдельный трубопровод. В этом случае он должен находиться в полном соответствии с регламентом на систему сбора цеха.

3.6.6. Регламенты подписываются руководителем составив­шей их организации, согласовываются с проектной организаци­ей, разработавшей проект строительства трубопровода, контро­лирующими органами (Госгортехнадзором России, охраны при­роды, территориальными органами пожарной охраны), утвер­ждаются руководителем эксплуатирующей организации.

3.6.7. Регламенты утверждаются с ограничением срока их действия в пределах не более трех лет.

Повторно утверждаемые регламенты представляются на согласование и утверждение в порядке, установленном для вновь разрабатываемых регламентов.

3.6.8. Ответственность за своевременный пересмотр регла­ментов несет эксплуатирующая организация, за качество регла­ментов — организация-разработчик.

3.6.9. Дополнения и изменения в утвержденный регламент вносятся организацией, составившей регламент. Дополненный и измененный регламент должен быть согласован и заново утвер­жден в порядке, установленном для вновь разрабатываемых ре­гламентов.

3.7. Порядок внесения изменений

в технологическую и проектную документацию

3.7.1. Под изменением действующего документа понимается любое исправление, исключение или добавление каких-либо дан­ных.

3.7.2. Изменения, внесенные в документ, не должны нарушать взаимосвязи с документами, выпущенными ранее.

3.7.3. Любое изменение в документе, вызывающее какие-либо изменения в других документах, должно одновременно сопрово­ждаться внесением соответствующих изменений во все взаимо­связанные документы.

3.7.4. Изменения в документ на всех стадиях его использова­ния вносят на основании извещения об изменениях в соответ­ствии с ГОСТ 2.503-90.

3.7.5. Выпускать извещения об изменениях в действующих документах имеет право только предприятие — держатель под­линников этих документов.

3.7.6. Изложенные в извещении указания обязательны для всех предприятий, применяющих измененную документацию.

3.7.7. Необходимые исправления документов, вызванные вне­сением ошибочных изменений, должны оформляться новыми из­вещениями об изменениях.

3.7.8. При обнаружении ошибки допускается немедленно вно­сить в копии, находящиеся в производстве, необходимые испра­вления, подписанные ответственными лицами, с последующим выпуском предварительного извещения или извещения об изме­нении.

Предварительное извещение имеет право выпускать как предприятие — держатель подлинников, так и предприятие — держатель учтенных копий или дубликатов.

3.7.9. Предприятие — держатель подлинников по всем посту­пившим от других предприятий предложениям об изменении в течение месяца после их получения обязано направить ответ или о принятии предлагаемых изменений, или об их отклонении с указанием конкретных причин отклонения или задержки пред­лагаемых изменений.

3.7.10. Все извещения об изменении и предварительные из­вещения, независимо от содержания предлагаемых изменений, должны быть согласованы с заказчиком.

3.7.11. Все извещения об изменении и предварительные из­вещения до представления на согласование заказчику должны быть оформлены всеми необходимыми согласующими подпися­ми.

3.7.12. Предварительные извещения и предложения об изменении предприятия — держателя копий перед направлением пред­приятию — держателю подлинников должны быть согласованы с заказчиком.

3.7.13. Заказчику с извещением об изменении и предварительным извещением представляют при необходимости техни­ческие расчеты (отчеты по испытаниям), обосновывающие це­лесообразность и необходимость вносимых изменений.

Если заказчик не согласен с предлагаемыми изменениями, то он об этом дает обоснованное заключение.

4. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ

К МАТЕРИАЛАМ И КОНСТРУКЦИЯМ

ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Общие положения

Применяемые для промысловых стальных трубопроводов трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и техническим характеристи­кам материала должны отвечать требованиям соответствую­щих нормативных документов.

Материал труб и детали трубопроводов следует выби­рать в соответствии с действующими нормативами по ма­териальному оформлению процессов, рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций с учетом опыта эксплуатации. Наряду со стальными могут применяться пласт­массовые, полиметаллические и другие трубы.

4.2. Типы труб, область применения

и требования к их качеству

4.2.1. Для трубопроводов должны применяться трубы сталь­ные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные, сваренные током высокой частоты, изготовленные из спо­койных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных, как правило, низколегированных сталей диаме­тром более 500 мм. Требования, предъявляемые к трубам для строительства трубопроводов с условным диаметром до 500 мм независимо от давления и от 500 мм и выше при парциальном давлении сероводорода 300 Па и менее, должны соответствовать положениям "Инструкции по применению стальных труб в газо­вой и нефтяной промышленности". Применение спиральношовных труб любого диаметра в пределах участков категории В не допускается.

Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтя­ных месторождений), транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па, должны применяться тру­бы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 20295-74 и бесшовные (диаметром до 426 мм включитель­но) при отсутствии электросварных труб с необходимыми тех­ническими характеристиками и прямошовные (диаметром более 426 мм) с удовлетворительной стойкостью против сероводород­ного растрескивания. Для трубопроводов нефтяных месторожде­ний применяются трубы, указанные в п. 4.2.5.

4.2.2. Для трубопроводов газовых и газоконденсатных месторождений, транспортирующих влажные сероводородсодержащие среды, при давлении сероводорода более 300 Па следует приме­нять трубы с учетом пп. 4.2.3-4.2.4, соответствующие требова­ниям приведенных ниже стандартов и технических условий.

Бесшовные трубы

ТУ 14-3-460-75 (трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов из ст. 20) — для категорий участков трубопроводов В, I, II;

ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатаные термообработанные из ст. 20) — для категорий участков трубопроводов III, IV;

ГОСТ 8731-87 (трубы стальные бесшовные горячеформированные группы В из ст. 20 и из ст. 10) — для категорий участков III, IV;

ГОСТ 8733-74 (трубы бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные термообработанные групп В и Г из ст. 20 и из ст. 10)— для категорий участков трубопроводов III, IV;

Примечание. Применение труб из ст. 20 и ст. 10 по ГОСТ 8731-74 ГОСТ 8733-74 в северной климатической зоне не допускается. Указанные трубы разрешается использовать в других климатических зонах При условии включения дополнительных требований по ударной вяз­кости, неразрушающим методам контроля, предельным отклонениям от геометрических размеров труб и гидравлическим испытаниям на уровне ТУ 14-3-1128-82, которые оговариваются при составлении за­каза на трубы.

Электросварные прямошовные трубы

ТУS ХSS-40-77/ЯС (трубы электросварные диаметром 1020 мм из нормализованного листа) — для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6 % объемных;

ТУS Х46SS-28/40-83 (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм с двусторонним сварным продольным швом);

ТУ 28-КС-76-Т* (трубы электросварные диаметром 720 мм из нормализованного листа) — для транспортирования газа, со­держащего сероводород до 6 % объемных;

ТУ 28-79-SХ52* (трубы электросварные диаметром 720 мм из листа регулируемой прокатки) — для транспортирования газа, содержащего сероводород до 0,1 % объемных;

ТУ 40/78* Н₂S-КС (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм из листа регулируемой прокатки) — для транспорти­рования газа, содержащего сероводород до 6 % объемных.

Примечание. Допускается использование только при ремонте действующих трубопроводов, построенных из труб, отмеченных звездоч­кой (*).

4.2.3. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8733-74, предназначенные для транспортирования газа, содержаще­го сероводород, при его парциальных давлениях более 300 Па (0,0030 кгс/см²), должны изготавливаться из катаной или кова­ной заготовки в соответствии с ГОСТ 1050-74 (применение литой за­готовки не допускается), с испытанием механических свойств на ра­стяжение по ГОСТ 10006-80 и испытанием на твердость по ГОСТ 9012-59, выполнением требований СНиП 2.05.06-85 по ударной вязко­сти и по предельным отклонениям от номинальных размеров.

4.2.4. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8733-74, ТУ 14-3-1071-82, соответствующие п. 4.2.3, допускается приме­нить для участков трубопроводов категорий В, I и II при условии гидравлического испытания каждой трубы и контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой де­фектоскопией).

4.2.5. Для строительства трубопроводов нефтяных место­рождений, транспортирующих продукцию нефтяных скважин (нефть, нефтяной газ и воду) при давлении до 10 МПа и пар­циальных давлениях сероводорода выше 300 до 10000 Па, а так­же при более высоких парциальных давлениях при содержании сероводорода до 5 % и давлении до 0,6 МПа, должны применять­ся трубы по ГОСТ 20295-74, ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8733-74, ГОСТ 10705-80, ТУ 14-3-1073-82 (ст. 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1074-82 (ст. 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1190-83 (ст. 20-ЮЧ) с учетом ограниче­ний, указанных в п. 4.2.8.

До освоения промышленностью необходимого сортамента труб по ГОСТ 20295-74 допускается применение труб по ТУ 14-3-377-75 и ГОСТ 1075-82, при этом трубы по ГОСТ 10705-82 следует применять только для участков трубопроводов II-IV ка­тегорий с условным диаметром до 400 мм включительно на ра­бочее давление до 2,5 МПа.