ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

6.1.13. Детали трубопроводов, входящие в сборочные едини­цы, подвергают контрольной проверке на соответствие их техни­ческим требованиям на поставку. Проверке подлежат: паспорта на детали (на партию), подтверждающие соответствие деталей требованиям стандартов и рабочих чертежей; маркировка; на­ружные и внутренние поверхности на отсутствие повреждений при транспортировании и разгрузке; поверхность на отсутствие коррозии и дефектов металла (трещин, раковин, забоин); места уплотнения и кромки под сварку на качество обработки.

6.1.14. Полученные при освидетельствовании результаты внешнего осмотра и инструментального контроля заносят в ве­домость. В ведомости должны быть отмечены трубы и другие элементы, подлежащие ремонту.

6.1.15. Трубы (детали, элементы арматуры), прошедшие освидетельствование, должны быть промаркированы.

Маркировка производится на расстоянии 100-150 мм от тор­ца несмываемой краской в следующем порядке:

порядковый номер трубы (детали, элемента арматуры);

индекс категории, к которой отнесена труба (деталь, элемент арматуры) после освидетельствования:

П — пригодный для использования в газонефтепроводном строительстве;

Р — требующие ремонта для дальнейшего использования в газонефтепроводном строительстве;

У — пригодные для использования в других отраслях народ­ного хозяйства;

Б — непригодные к дальнейшему использованию.

6.1.16. По результатам освидетельствования комиссия соста­вляет акт, в котором указывается число освидетельствованных труб и число труб с различными индексами категории.

6.1.17. В акте должны быть указаны причины, в результате которых трубы требуют ремонта или пришли в негодность.

Материалы освидетельствования труб и предложения о при­влечении к ответственности лиц, допустивших нарушения в их хранении и использовании, представляются объединению (тре­сту).

6.2. Очистка полости и испытание

промысловых трубопроводов

6.2.1. Очистку полости и испытание промысловых трубопро­водов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями ВСН.

6.2.2. Промысловые трубопроводы должны подвергаться очистке полости и испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участ­ка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочим проектом и проектом организации строительства (ПОС).

6.2.3. Промысловые трубопроводы должны очищаться и испытываться по специальной рабочей инструкции, за исключе­нием промысловых нефтепроводов и нефтегазопроводов нефтя­ных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа, очистка полости и испытание которых должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой заказчи­ком и строительно-монтажной организацией применительно к конкретному промыслу.

6.2.4. Специальная рабочая инструкция на очистку полости и испытание составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией для каждого конкретного трубопровода с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проект­ной организацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытаний трубопроводов.

6.2.5. Очистку полости трубопровода выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств.

6.2.6. Промывку производят пропуском поршней-разделителей с предварительным заполнением трубопровода водой.

6.2.7. Вид испытаний (на прочность, герметичность), спо­соб испытания (гидравлическое, пневматическое, комбинирован­ное), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытания необходимо принимать в соответствии с проектной документацией.

Проектную величину испытательных давлений определяют в соответствии с руководящими документами.

6.2.8. При испытании трубопроводов воздухом или газом, не имеющими запаха, последние должны быть предварительно одорированы.

Испытания проводятся установленной арматурой.

6.2.9. Перед началом продувки и испытания трубопровода га­зом или воздухом должны быть установлены и обозначены зна­ками безопасности зоны, указанные в табл. 6.2, в которых запре­щено находиться людям во время указанных работ.

6.2.10. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены и обозначены на местности знаками безопасности опасные зоны, указанные в табл. 6.3.

Таблица 6.2

Зоны безопасности при очистке

и испытании трубопроводов воздухом

Условный диаметр трубопровода

Радиус опасной зоны

Ду, мм

при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м

при очистке полости

в направлении вылета ерша или поршня, м

при испытании в обе стороны от трубопро­вода, м

До 300

40

600

100

300 — 500

60

800

150

500 — 800

60

800

200

800 — 1000

100

1000

250

1000 — 1400

100

1000

250

Таблица 6.3

Зоны безопасности при гидравлических

испытаниях трубопроводов

Диаметр трубопро­вода, мм

Давление испытания

8,25 Мпа

Радиус опасной зоны, м

Давление испытания

свыше 8,25 Мпа

Радиус опасной зоны, м

в обе сторо­ны от оси тру­бопровода

в направ­лении отрыва заглушки

от торца трубо­провода

в обе сторо­ны от оси тру­бопровода

в направ­лении отрыва заглушки

от торца трубо­провода

100 — 300

75

600

100

900

300 — 500

75

800

100

1200

500 — 800

75

800

100

1200

800 — 1000

100

1000

150

1500

1000 — 1400

100

1000

150

1500

6.2.11. Запрещается проведение испытаний трубопроводов на прочность и продувка их в ночное время.

6.2.12. До начала продувки и испытания трубопровода необ­ходимо снять напряжение с воздушных линий электропередачи, находящихся в опасной зоне.

6.2.13. При продувке минимальные расстояния от места вы­пуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, насе­ленных пунктов следует принимать по табл. 6.2 настоящих Пра­вил.

6.2.14. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.

6.2.15. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом. Пневматические ис­пытания трубопроводов, ранее использовавшихся для транспор­тировки углеводородных взрывоопасных сред, должны прово­диться только инертными газами.

6.2.16. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, кото­рые обязаны:

а) вести наблюдения на закрепленных за ними участках трубопровода;

б) не допускать нахождения людей, животных и движения транспорта в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движе­ния;

в) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки, испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

При испытании наземных и надземных трубопроводов разме­ры опасных зон, указанные в табл. 6.2, должны быть увеличены в 1,5 раза.

6.2.17. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода с природ­ным газом должно быть произведено вытеснение из трубопрово­да воздуха газом давлением не более 0,1 МПа в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, когда содер­жание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2 % по показаниям газоанализатора.

6.2.18. При всех способах испытания на прочность и герме­тичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже I и с предель­ной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устана­вливаемые вне охранной зоны.

Технологические процессы поднятия давления и выдержки трубопровода при испытательном давлении должны быть зафиксированы в журнале испытаний.

По эпюре испытательных давлений следует назначать точку контроля давления при испытаниях, определять расчетное да­вление опрессовочных агрегатов и место их расположения.

6.2.19. В процессе выдержки трубопровода под испытатель­ным давлением обеспечивается наблюдение за показаниями при­боров контроля давления и температуры воды с записью в жур­нале наблюдений или на диаграммную бумагу с самопишущих приборов, установленных на постах наблюдений.

6.2.20. Данные показаний приборов фиксируются в рабочих журналах наблюдений через каждый час. В рабочих журналах фиксируются также все моменты (периоды) снижения (повыше­ния) давления.

6.2.21. В процессе гидравлических испытаний на каждом из испытываемых участков может наблюдаться постепенное сни­жение (повышение) испытательного давления вследствие сни­жения (повышения) температуры воды в трубопроводе за счет влияния теплового поля окружающей трубопровод среды.

6.2.22. Величина снижения (повышения) испытательного да­вления по показаниям приборов не должна отличаться от значе­ний, определяемых по формуле (6.1) с учетом замеренных тем­ператур воды:

(6.1)

где D — изменение давления, кгс/см²; t — изменение темпе­ратуры, град.; _t — коэффициент температурного расширения воды, 1/град.;  — коэффициент температурного расширения, стали, 1/град.; Дн — наружный диаметр трубопровода, мм; С — коэффициент объемного сжатия воды, 44,3·10⁶ см²/кгс; Е — модуль упругости стали, 2,1·10⁶ кгс/см²;  — толщина стенки трубы, мм.

Коэффициенты , С, Е в области температур и давлений, при которых обычно испытывают трубопроводы, можно считан, постоянными.

Коэффициент _t зависит от температуры и может быть вы­числен по эмпирической формуле (6.2):

(6.2)

6.2.23. Протяженность испытываемых участков не ограничи­вается (за исключением случаев гидравлического и комбиниро­ванного испытания), когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

6.2.24. При очистке полости трубопровода или его участка необходимо проверить путем пропуска поршня или внутритрубного прибора (шаблона) проходное сечение трубопровода на воз­можность беспрепятственного прохождения очистных, раздели­тельных устройств и приборов внутритрубного диагностирова­ния.

6.2.25. Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к осо­бо опасным с точки зрения экологических последствий (пересече­ния с реками, железными дорогами, автодорогами, другими ком­муникациями, густонаселенные и промышленные зоны), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диа­гностике.

6.2.26. Необходимость внутритрубной приборной диагности­ки трубопровода или его участка до пуска в эксплуатацию опре­деляется технико-экономическим расчетом на основании стати­стических данных о надежности трубопроводов, эксплуатирую­щихся в аналогичных условиях, и с учетом возможных экологи­ческих последствий от аварий.

6.2.27. В случае возникновения отказа, т. е. нарушения герметичности испытываемого участка трубопровода, вызванного разрушением труб, сварных соединений, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры, производится техниче­ское расследование причин отказа.

После выяснения причин отказа поврежденный участок трубопровода подлежит ремонту, повторному испытанию на проч­ность и проверке на герметичность.

6.2.28. Техническое расследование отказов осуществляет ко­миссия (при необходимости межведомственная), назначенная со­гласно установленному порядку.

6.2.29. Основные задачи работы комиссии:

изучение и анализ технической документации, опрос свидете­лей и должностных лиц;

осмотр места отказа, проведение необходимых обмеров, со­ставление схемы объекта в месте отказа, фотографирование от­казавшего объекта, его отдельных узлов и элементов;

установление очага отказа и его описание;

установление необходимости организации технической экс­пертизы по вопросам, связанным с выяснением причин отказа, а также проверочных расчетов элементов или конструкций с ука­занием организаций или лиц, которым поручается выполнение технической экспертизы и проверочных расчетов;

определение мест отбора, отбор и отправка на обследование проб и образцов материалов или элементов конструкций, при необходимости дополнительные исследования и испытания;

анализ информации о характере разрушения, определение очага разрушения, а также установление причины отказа;

установление размера материальных потерь, причиненных отказом;

подготовка предложений и рекомендаций по ликвидации по­следствий отказа;

подготовка рекомендаций по предупреждению отказов в бу­дущем.

6.2.30. Если в числе предполагаемых причин отказа может быть низкое качество труб, то в составе комиссии должен быть представитель завода — поставщика труб.

6.2.31. Организация и оплата проведения экспертизы, лабора­торных исследований и других работ, связанных с расследовани­ем отказа, а также техническое оформление материалов рассле­дования обеспечиваются строительно-монтажной организацией, проводящей строительство и испытания объекта, на котором произошел отказ.

6.2.32. По требованию комиссии строительная организация должна быть готова предоставить следующую документацию:

проект участка трубопровода в месте отказа;

материалы исполнительной съемки;

журнал сварочных работ;

журнал изоляционных работ;

акты производства и приемки работ;

сертификаты на трубы и детали, паспорта на оборудование;

акт и журнал испытаний;

график подъема давления.

6.2.33. По результатам изучения и анализа технической документации комиссия устанавливает соответствие:

выполнения строительно-монтажных работ требованиям про­екта;

применяемых при сооружении исследуемого участка трубо­провода труб, оборудования, материалов требованиям проекта.

6.2.34. По результатам обследования места отказа комиссия составляет схему разрушения части трубопровода с привязкой к пикетам и с указанием следующих данных:

расположение и размеры разрушения относительно оси трубопровода;

размеры котлована (при наличии выброса грунта);

зоны теплового воздействия (в случае возгорания при отказе).

6.2.35. По результатам технического расследования комиссия составляет акт, содержащий характеристику объекта, описание места отказа, данные об очаге отказа, обоснование и указание причин отказа, сведения о потерях в результате отказа, выво­ды и предложения по предупреждению отказов. При необходи­мости дополнительных исследований металла и других матери­алов, проведения поверочных расчетов и прочих исследований в акте должны быть указаны соответствующие организации, ко­торым поручается проведение этих работ.

6.2.36. Оплата материальных затрат, связанных с ликвидаци­ей последствий отказа, производится после установления причин отказа в установленном порядке.

6.3. Приемка в эксплуатацию

промысловых трубопроводов

6.3.1. Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов дол­жен проводиться в комплексе с системами связи, объектами тех­нического обслуживания и ремонта трубопровода, системами из­мерения количества и качества перекачиваемой нефти, устрой­ствами для предотвращения загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме проекта, согласованном с проект­ной организацией-разработчиком.

6.3.2. Ввод в эксплуатацию осуществляется после приема трубопровода в зависимости от его назначения в установленном по­рядке.

6.3.3. Прием в эксплуатацию промысловых трубопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащего газа и нефти, запрещается, если строительством не закон­чены полностью (согласно проекту) объекты, обеспечивающие безопасность людей и защиту окружающей среды.

6.3.4. Прием в эксплуатацию шлейфовых трубопроводов про­водится вместе с ингибиторопроводами и другими установка­ми, предназначенными для защиты металла трубы и арматуры от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

6.3.5. Если государственной приемочной комиссии предъявля­ются для приемки одновременно несколько промысловых трубо­проводов, проложенных между одними и теми же площадками промысловых сооружений, то техническая документация на них может быть оформлена единой, как для одного объекта, с оформ­лением актов на скрытые работы для каждого трубопровода.

6.3.6. Прием в эксплуатацию промыслового трубопровода со всем комплексом сооружений проводится государственной при­емочной комиссией, назначенной заказчиком. До предъявления трубопровода государственной приемочной комиссии проводит­ся прием трубопровода рабочей комиссией, назначенной заказчи­ком (застройщиком). В состав рабочей и государственной комис­сий включаются представители служб охраны природы, охраны труда, пожарной безопасности.

6.3.7. Эксплуатация трубопровода, не принятого государ­ственной приемочной комиссией, не допускается.

Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата подписания акта государственной приемочной комиссией.

6.3.8. В случае нарушения правил приема в эксплуатацию законченных строительством объектов председатели и члены ко­миссии, а также лица, принуждающие к приему в эксплуатацию объектов с нарушением правил, привлекаются к ответственно­сти в соответствии с действующим законодательством.

6.3.9. Акты приемки объектов должны быть утверждены организацией, назначившей рабочую комиссию.

7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ

ОБСЛУЖИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

7.1. Проходное давление

в системах сбора нефти, газа и воды

7.1.1. Под проходным давлением понимается избыточное да­вление в определенной точке системы сбора продукции скважин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции.

7.1.2. Проходное давление в системах нефтесбора определя­ется проектом и зависит от гидравлического сопротивления си­стем трубопроводов, а также от давления в аппаратах пунктов подготовки.

7.1.3. Проходное давление уточняется в различных точках си­стем сбора нефти, газа и воды после вывода системы на уста­новившийся режим и фиксируется в регламенте работы систе­мы сбора. Уточненное проходное давление может отличаться от проектного из-за погрешностей в гидравлическом расчете.

Уточненное проходное давление должно быть согласовано с проектной организацией и закреплено в регламенте.

7.1.4. Проходное давление в различных точках систем сбора нефти, газа и воды при нормальной эксплуатации не должно вы­ходить за пределы изменений, установленные в регламенте.