МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, ГОСГОРТЕХНАДЗОР РФ

 

 

    СОГЛАСОВАНЫ                                                   УТВЕРЖДЕНЫ

с Госгортехнадзором РФ                              Минтопэнерго РФ

27.12.93 г. № 10-03/337                                        30.12.93 г.

 

 

ПРАВИЛА

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ,

РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

РД 39-132-94

 

 

Руководящий документ разработан Институтом проблем транспорта энергетических ресурсов (ИПТЭР) при участии Гипротюменнефтегаза, ВНИИПО, МВД РФ, ВНИИТнефти, Роснефти и Госгортехнадзора России.

 

 

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

 

Шарифуллин Ф. М., Гумеров А. Г., Азметов X. А.,

Гумеров Р. С., Кутуков Е. Г., Дадонов Ю. А.,

Драгунов Ю. М., Манушакян И. С., Мокроусов С. Н.,

Лейзерова Л. И., Бондаренко Н. М.

 

 

 

Правила устанавливают требования к эксплуатации нефте-промысловых трубопроводов для транспорта нефти, газа и попутно добываемой пластовой воды.

В Правилах приведены основные положения по проведению осмотров, ревизий, периодических испытаний линейной части нефтепромысловых трубопроводов, обслуживанию и ревизии за­порной арматуры, выполнению работ по диагностике и отбра­ковке трубопроводов, работ по защите трубопроводов от внеш­ней и внутренней коррозии, проведению ремонтных работ, в том числе работ с применением энергии взрыва, работ по консер­вации и демонтажу трубопроводов. Рассмотрены вопросы рас­следования и ликвидации аварий на трубопроводах, приводятся требования к выполнению сварочных работ на них. Разработа­ны положения по контролю за проходным давлением в системах сбора, очистке трубопроводов от парафина, воды и механических примесей, уходу за трассой, организации патрульной службы, эксплуатации охранных зон.

В Правилах дается новая классификация трубопроводов раз­личного назначения, более полно отражающая влияние различ­ных факторов на степень их опасности.

Разработаны требования к обеспечению качества проектиро­вания трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды, перехо­дов трубопроводов через естественные и искусственные препят­ствия, защитных зон вокруг трубопроводов, к оснащению систем трубопроводов средствами контроля, регулирования и противо-аварийной защиты, проведению очистки трубопроводов от раз­личных отложений.

Разработаны требования, предъявляемые к материалам и конструкциям промысловых стальных трубопроводов, строи­тельству промысловых трубопроводов, контролю качества стро­ительства, испытанию и приемке их в эксплуатацию.

Приведены положения по охране труда, пожарной безопасно­сти и охране окружающей природной среды при эксплуатации промысловых трубопроводов.

Кроме вопросов эксплуатации промысловых трубопроводов, в Правилах уделено серьезное внимание вопросам проектирова­ния, строительства, приемки в эксплуатацию построенных объ­ектов, использованию материалов и конструкций трубопроводов. Разработанные в этих разделах требования полезны как эксплуатационникам, так и разработчикам нормативных документов по проектированию, строительству и приемке в эксплуатацию, так как они отражают реальные условия эксплуатации.

Настоящие Правила вступают в силу с 1 июля 1994 г.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Правила устанавливают основные требования по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов си­стем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и во­ды нефтяных месторождений и регламентируют вопросы выбо­ра материалов и деталей трубопроводов, их сварки, строитель­ства, испытаний и приемки трубопроводов в эксплуатацию, об­служивания, выполнения ремонтных работ, защиты от корро­зии, расследования и ликвидации аварий, диагностики и отбра­ковки трубопроводов, охраны труда, пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

Требования распространяются на трубопроводы для внутри-промыслового сбора и транспорта нефти и сопутствующих ей компонентов - газа и пластовой воды с содержанием серово­дорода в газе в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, находящейся в равновесии с сероводородсодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное да­вление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, содержащей растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при парциальном давлении до 10 000 Па.

В состав трубопроводов входят:

а) выкидные трубопроводы от скважин для транспортирова­ния продукции нефтяных скважин до замерных установок;

б) нефтесборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до потребителей;

г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунк­тов сбора нефти и дожимных насосных станций (ДНС) до цен­тральных пунктов сбора (ЦПС);

д) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатаци­онным скважинам при газлифтном способе добычи;

е) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с це­лью увеличения нефтеотдачи;

ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и си­стем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглоща­ющие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;

з) водоводы поддержания пластового давления для транспор­та пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (кустовой насосной станции);

и) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора и подготовки нефти до сооружений магистрального транспорта;

к) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта;

л) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважи­нам или другим объектам обустройства нефтяных месторо­ждений;

м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на объектах его подготовки.

Границами внутриплощадочных промысловых трубопрово­дов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения - пределы отсыпки соответствующих площадок.

Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в раство­ренном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20° С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть - нефтепроводами.

1.2. Правила не распространяются:

на магистральные трубопроводы независимо от транспорти­руемого продукта;

тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

трубопроводы из неметаллических материалов (в том числе бронированные стальными трубами);

трубопроводы из чугунных труб;

 

Таблица 1.1

 

Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

по регионам отрасли

 

 

промысловые трубопроводы, транспортирующие среды с содержанием сероводорода, обуславливающим его парциальное давление свыше 10 000 Па.

1.3. Эксплуатация и ремонт трубопроводов пара и горячей воды первой категории диаметром 51 мм и более, а также трубопроводов всех других категорий диаметром 76 мм и более осуществляются в соответствии с действующими "Пра­вилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды", утвержденными Госгортехнадзором РФ.

1.4. Эксплуатация и ремонт газопроводов, подконтрольных Госгортехнадзору РФ, осуществляются в соответствии с "Пра­вилами безопасности в газовом хозяйстве".

1.5. С вводом в действие настоящих Правил утрачивают си­лу РД 39-0147103-344-86 "Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа", а также рекомендованные Госгортехнадзором РФ "Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке техно­логических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см² " (Ру-75) и выпущенный вместо вышеуказанного документа РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см²)" Министерством нефтепе­рерабатывающей и нефтехимической промышленности.

1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов от­расли, приведен в табл. 1.1.

 

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

 

2.1. Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразде­ляются на четыре категории.

2.2. Категория трубопроводов определяется по сумме баллов , где K_i - определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов К >50; ко второй - с суммой баллов 33 < К £ 50; к третьей - с суммой баллов 16 £ К £ 33; к четвертой - с суммой баллов К < 16.

 

Таблица 2.1

 

Значение коэффициента К₁

для различных видов трубопроводов

 

 

2.3. Коэффициент К₁ определяется в зависимости от назначе­ния трубопровода по табл. 2.1.

Коллектор II порядка - нефтегазосборный трубопровод, от­водящий продукцию нескольких кустов скважин до врезки его в коллектор I порядка.

Коллектор I порядка - нефтегазосборный трубопровод, объединяющий продукцию нескольких коллекторов II порядка до входа его в пункт подготовки.

2.4. Коэффициент К₂ учитывает ответственность трубопро­вода в зависимости от диаметра.

 

К₂ = 0,01 Д,

 

где Д - наружный диаметр трубопровода, мм.

2.5. Коэффициент К₃ учитывает влияние рабочего давления на относительную опасность его для людей и окружающей среды и определяется по зависимости:

 

К₃ = Р раб.,

 

где Р раб. - рабочее давление в трубопроводе, МПа.

2.6. Коэффициент К₄ учитывает влияние газового фактора на надежность работы промыслового трубопровода и определяется по зависимости:

 

К₄ = 0,06 Гф,

 

где Гф - газовый фактор данного месторождения, м³/м.

2.7. Коэффициент К₅ учитывает влияние скорости коррозии трубопровода (внутренней или внешней в зависимости от ее преобладающего влияния) на надежность его работы и определяется из выражения:

 

К₅ = 20 а_кор,

 

где а_кор - скорость коррозии трубопровода, мм/год. Последняя,  определяется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.

2.8. Трубопроводы I, II, III категорий считаются ответствен­ными.

2.9. Категории участков промысловых трубопроводов опре­деляются по данной классификации трубопроводов и условиям прокладки в соответствии с прил. 20.

 

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

 

3.1. Требования к обеспечению качества

сооружения систем сбора нефти, газа

и систем поддержания пластового давления

 

3.1.1. Конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки должны обеспечивать:

безопасную и надежную эксплуатацию в пределах норматив­ного срока службы;

ведение технологии промыслового сбора и транспорт продук­ции скважин в соответствии с проектными параметрами;

производство монтажных и ремонтных работ индустриаль­ными методами с применением передовой техники и технологии;

возможность надзора за техническим состоянием трубопро­водов;

защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молнии и статического электричества;

предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок.

3.1.2. Трассы трубопроводов должны выбираться на основе многовариантных технико-экономических исследований. В каче­стве критериев оптимальности вариантов следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслужи­вании и ремонте, включая затраты на мероприятия по охране окружающей среды, а также металлоемкость, безопасность, за­данное время строительства, наличие дорог и др.

Земельные участки для строительства трубопроводов следу­ет выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Российской Федерации.

При выборе трассы необходимо по возможности избегать (обходить): водоохранные зоны, леса первой группы, оленьи паст­бища, места обитания других промысловых животных и птиц; участки просадочных и пучинистых многолетнемерзлых грун­тов (бугры пучения следует обходить с низовой стороны); участ­ки с сильно пересеченной местностью; болота, озера; трасса тру­бопроводов должна иметь минимально необходимое количество переходов через водные преграды, железные автомобильные до­роги и другие, естественные и искусственные препятствия, долж­на позволять вести обслуживание и ремонт трубопроводов в лю­бое время года.

3.1.3. Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и эксплуатацию системы промысловых трубопрово­дов, при выборе трасс следует максимально использовать прин­цип коридорной прокладки линейных коммуникаций (трубопро­воды, автодороги, ЛЭП и линии связи).

3.1.4. При коридорной прокладке ЛЭП и линий связи необхо­димо размещать по одну сторону автодороги, а трубопроводы - по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, да­лее - нефтепроводы и последними - газопроводы.

3.1.5. Технологическая схема и конструктивное оформление трубопроводов сбора нефти, газа и утилизации воды выбира­ются из условия эффективного применения технологических ме­тодов борьбы с коррозией (обеспечения эмульсионного течения, использования ингибиторов коррозии) трубопроводов, замора­живанием (достаточного заглубления, использования теплоизо­ляционных материалов), отложениями песка (пескоуловители), парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка), скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса водных и газовых скоплений).

3.1.6. Диаметр трубопроводов должен определяться гидрав­лическим расчетом и соотноситься с сортаментом выпускае­мых труб. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих влажный газ, должны назначаться из усло­вия исключения образования застойных зон водных скоплений. Диаметр водоводов должен назначаться из условия предотвраще­ния образования в них осадков взвешенных частиц. Не допуска­ется устройство трубопроводов, транспортирующих продукцию со скоростями ниже критических, при которых выделяется из продукции подстилающий слой воды или твердые осадки.

Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси рекомендуется проводить по методикам, рекомендуемым в соответствии с табл. 3.1, в зависимости от ре­льефа местности, вязкости транспортируемой жидкости и рас­ходного газосодержания.

Если проектная организация для выполнения гидравлическо­го расчета использует другие документы, она несет ответствен­ность за качество выполнения работ.

 

Таблица 3.1

 

Рекомендуемые методики

гидравлического расчета трубопроводов

(номер методики указан в квадратных скобках)

 

 

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕТОДИК

 

1. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси. - Москва: ВНИИГаз, 1985.

2. Методика гидравлического расчета трубопроводов для транспор­та газожидкостных смесей.- Самара: Гипровостокнефть, 1970.

3. РД 39-0076-91. Методика гидравлического расчета трубопрово­дов для жидкостных потоков с высоким газовым фактором. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.

4. РД 39-3-1034-84. Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора. - Уфа: ВНИ­ИСПТнефть, 1984.

5. РД 39-32-704-82. Инструкция для расчета расходных характеристик трубопровода при бескомпрессорном транспорте сырого нефтяно­го газа. - Краснодар: ВНИПИгазпереработка, 1982.

 

3.1.7. В проекте должен быть разработан на все время эксплу­атации трубопроводов план мероприятий, обеспечивающий рав­номерную загрузку трубопроводов путем очередности разбуривания скважин, организации регулируемого сброса попутно до­бываемых воды и газа на кустах скважин и дожимных насосных станциях, переключения потоков нефти, газа и воды на трубо­проводы соответствующего диаметра в моменты реконструкции систем сбора с тем, чтобы обеспечить эмульсионный режим дви­жения продукции по трубопроводам, утилизацию воды закачкой ее в пласт через системы заводнения пластов.

3.1.8. Трубы, фасонные детали, запорная арматура для трубопроводов сбора нефти, газа и воды, их качество и материал должны выбираться в соответствии с рекомендациями раздела 4 настоящих Правил в зависимости от свойств транспортируемых сред, с учетом изменения этих свойств в течение всего периода эксплуатации трубопроводов.

3.1.9. Трубопроводы должны быть надежно защищены от внутренней коррозии в соответствии с рекомендациями раздела 5 путем применения технологических методов защиты, внутрен­них покрытий, ингибиторов коррозии, средств очистки трубо­проводов от скоплений воды, твердых отложений. Целесообраз­ность того или иного способа защиты (или их сочетание) на раз­личных этапах эксплуатации трубопроводов должна быть под­тверждена технико-экономическим расчетом.

Целесообразность применения средств борьбы с наружной коррозией путем использования антикоррозионных изоляцион­ных материалов, средств электрохимической защиты в каждом конкретном случае должна быть определена технико-экономическим расчетом.

3.1.10. В проекте обустройства месторождения на трубопро­водах сбора нефти, газа и воды должны быть предусмотрены пункты наблюдения за скоростью внутренней коррозии, осна­щенные датчиками и вторичными приборами контроля.

3.1.11. В проекте обустройства месторождения на всех этапах производства строительных работ должны быть разработа­ны организационные мероприятия по:

контролю за качеством поступающих труб, фасонных дета­лей, арматуры, сварочных материалов в соответствии с реко­мендациями разделов 4 и 5 настоящих Правил;

операционному контролю за качеством подготовительных, земляных, транспортных и разгрузочных, противокоррозион­ных, сварочно-монтажных, укладочных, рекультивационных ра­бот в соответствии с рекомендациями раздела 5 настоящих Пра­вил.

Особое внимание должно быть уделено предпусковой диагно­стике и опрессовке трубопроводов при сдаче в эксплуатацию (см. раздел 6 настоящих Правил).

3.1.12. Толщина стенки трубопроводов определяется проч­ностным расчетом в зависимости от категории участка трубо­провода, параметров транспортируемой среды и конструктивно­го решения.

3.1.13. Трубопроводы должны быть сварены встык с установ­кой на них соединительных деталей (отводов, тройников, пере­ходников и др.) и стальной равнопроходного сечения запорной арматуры (кранов, задвижек, вентилей и т. д.), согласно рас­четному давлению в трубопроводе.

Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудова­нию, имеющему ответные фланцы на участках трубопро­водов, требующих периодической разборки, а также могут быть использованы в качестве изолирующих в зонах с блуждающими токами.

3.1.14. Допустимые радиусы изгибов трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжима­ющих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла трубы в процессе эксплуатации, а также разностью температур строительства и эксплуатации трубопроводов.

Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должны иметь радиусы изгиба не менее 5 диаметров трубопровода. У сварных отводов угол пово­рота сектора не должен превышать 6°.

3.1.15. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее диаметра трубопровода. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее с рабочим давлением до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.

3.1.16. В местах разветвления системы трубопроводов, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установки технологических узлов запорной и регулирующей арматуры, на переходах, выполненных с использованием круто изогнутых от­водов, и в других случаях, где возможны значительные осевые перемещения от температурного перепала и внутреннего давле­ния, следует определять величину этих перемещений, которые необходимо учитывать как воздействие при расчете на проч­ность указанных элементов системы.

Эти узлы и элементы системы при необходимости должны быть конструктивно защищены от осевых деформаций при­мыкающих к ним подземных трубопроводов с помощью от­крытых или закрытых компенсаторов, компенсаторов-упоров, неподвижных опор, связей, ограничивающих деформации уз­лов и т. д.

3.1.17. При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматривать­ся меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола, ингибитора, укладка трубопрово­да ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопрово­да и др.). Выбор метода определяется на основании технико-экономических решений.

3.1.18. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторожде­ниях и ПХР следует предусматривать подземную прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдель­ных участках в малонаселенных районах на неустойчивых грун­тах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.

Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.

В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промы­словых трубопроводов должны учитываться сейсмические воз­действия, а также рекомендации по выбору антисейсмических мер.

3.1.19. Необходимость внешней тепловой изоляции трубопро­водов и ее конструктивное оформление определяются тепло­техническими расчетами, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологиче­ского процесса, техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с СН 542-81.

3.1.20. Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия равнобезопасности участков и требований охраны окру­жающей среды.

Запорная арматура устанавливается в соответствии с проек­том, учитывающим рельеф местности, в начале каждого отве­твления от трубопровода протяженностью более 500 м, на входе и выходе трубопровода из установок подготовки нефти, на обоих берегах водных преград, на участках нефтегазопроводов, прохо­дящих на отметках выше городов и населенных пунктов.

3.1.21. Заглубление трубопроводов определяется условиями их сохранности, режимом транспортировки и свойствами транспортируемых сред.

Для защиты от механических повреждений и передачи внеш­них нагрузок заглубление трубопроводов до их верхней образу­ющей должно быть не менее:

на непахотных землях вне постоянных проездов при услов­ном диаметре 300 мм и менее - 0,6 м; при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм - 0,8 м; при условном диаметре 1000 мм и более - 1,0 м;

в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин для всех диаметров -0,6 м;

на пахотных и орошаемых землях - 1,0 м;

при пересечении строительных и осушительных каналов, а также местных (промысловых) автомобильных дорог - 1,1 м.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих сре­ды, замерзающие при отрицательных температурах, принима­ется на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих прес­ную воду, устанавливается в соответствии со СНиПом.

3.1.22. Допускается совместная прокладка (в одной траншее) трубопроводов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее. Количество трубопроводов, укладываемых в одной тран­шее, определяется проектом. При одновременной прокладке рас­стояние между трубопроводами принимается из условия каче­ственного и безопасного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее 0,5 м в свету.

При разновременной укладке трубопроводов в траншее как одного, так и различного назначения расстояния между ними следует принимать с учетом обеспечения сохранности действу­ющего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ. Однако расстояния должны быть не менее указанных в табл. 3.2.

 

Таблица 3.2

 

Минимальные расстояния между трубопроводами

 

 

Примечание. В районах Крайнего Севера при соответствующем обосновании допускается прокладка трубопроводов различного назначения в одной траншее при одновременном строительстве трубопроводов с диаметром до 300 мм с расстоянием в свету меж­ду трубами не менее 0,5 м.

 

3.1.23. Наземная прокладка трубопроводов в насыпях приме­няется на участках с низкой несущей способностью грунтов на болотах и обводненных участках. На участках, расположенных на грунтах, теряющих несущую способность при оттаивании, наземная прокладка в насыпи возможна, если под трубопроводом устраивается теплоизолирующий слой, предохраняющий грунт от растепления или при транспортировке продукта, имеющего постоянно отрицательную температуру.

Допускается совмещение насыпи, отсыпаемой для трубопро­водов, с насыпью для внутрипромысловой эксплуатационной дороги. При этом должны быть осуществлены мероприятия по за­щите трубопровода от повреждения тяжелой техникой.

3.1.24. Наземная прокладка трубопроводов без обвалования грунтом с компенсацией осевых деформаций допускается на трассах, проходящих по малонаселенной местности со спокой­ным рельефом, при отсутствии бугров пучения, оползней и дру­гих условий, которые могут вызвать недопустимые горизонталь­ные и вертикальные перемещения трубопроводов.

3.1.25. Надземная прокладка трубопроводов применяется на участках, где грунты обладают низкой несущей способностью, на участках с пересеченным рельефом местности, при наличии большого количества водотоков, оврагов, озер и рек, на перехо­дах трубопроводов через водные преграды, русла селевых пото­ков, при пересечении оползневых участков, и участков с просадочными и пучинистыми грунтами, при скальных грунтах, на участках с вечномерзлыми грунтами и в других случаях, когда подземная прокладка недостаточно надежна, сложна и экономи­чески нецелесообразна, а также в случаях необходимости изоли­ровать "горячие" трубопроводы от вечномерзлого грунта.

Допускается надземная прокладка нескольких трубопроводов на одних опорах в один - два яруса с обеспечением доступа к ним для выполнения ремонтных работ, а также работ по нане­сению и восстановлению противокоррозионных покрытий. Рас­стояние в свету между расположенными рядом, на одном уровне, трубопроводами должно быть не менее 250 мм при услов­ном диаметре труб до 250 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при трубах с условным диаметром более 250 мм.

Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли следует принимать в зависимости от рельефа местности и грунтовых условий, климатических условий района, теплово­го воздействия трубопровода на грунты, обеспечения проездов транспорта, миграции крупных животных и других соображе­ний. Расстояние от низа трубопровода до поверхности земли должно быть не менее 0,25 м, в местах свободного прохода лю­дей - не менее 2,5 м, на путях миграции крупных животных - не менее 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - не ме­нее 5,5 м (по согласованию с организациями, эксплуатирующими их).

Надземные трубопроводы должны строиться с учетом про­дольных перемещений от температурных воздействий, испытания их внутренним давлением, пропуска очистных устройств и устойчивости в ветровом потоке.

3.1.26. Прокладка промысловых трубопроводов на вечномерзлых грунтах должна производиться на основе анализа мерзлотно-грунтовых условий трассы, технико-экономических показателей, результатов тепловых и прочностных расчетов, различных конструктивных решений по способам прокладки, обеспечения их работоспособности и ремонтопригодности в те­чение всего периода эксплуатации, а также охраны окружающей среды.

На участках, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания.

Проектирование и строительство подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах, должны осуществляться или с сохранением грунта в мерзлом состоянии, или с допущением его оттаивания в процессе строительства и эксплуатации.

Выбор принципа использования грунта производится с уче­том мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивно­го решения прокладки трубопровода, режима его эксплуа­тации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геологических условий и свойств грунтов основания, технико-экономического анализа стоимости различных вариантов про­кладки трубопроводов и мероприятий по охране окружающей среды.

3.1.27. Для предотвращения возникновения напряжений в трубопроводах при их неравномерных осадках в вечномерзлых грунтах следует предусматривать специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замену грунта, укладку трубопрово­да с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фикса­ции положения трубопроводов, применение геотекстильных ма­териалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладку по типу "труба в трубе" и др.

3.1.28. Для уменьшения воздействия мерзлотного пучения на трубопроводы или на их опоры следует предусматривать сле­дующие мероприятия: замену грунтов, устройство компенсаци­онных участков, техническую мелиорацию грунтов, прокладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинных решений для обеспечения устойчивости поло­жения трубопровода.

3.1.29. При пересечении оползающих участков откосов, сложенных вечномерзлыми грунтами, следует предусматривать надземную прокладку трубопроводов на свайных опорах, защи­щенных от бокового давления оползающего массива грунта спе­циальными устройствами (шпунтами, шпунтовыми грунторезами и др.).

Допускается подземная прокладка трубопроводов на ополза­ющих откосах при заглублении в мерзлые грунты ниже прогно­зируемой поверхности оползания оттаявшего массива.

3.1.30. Устойчивое положение трубопроводов против всплы­тия и выпирания при прохождении на обводненных и заболо­ченных участках при отсутствии транспортируемого продукта в них, в тех случаях, когда грунт не обладает удерживающей способностью или его удерживающая способность недостаточна, обеспечивается заменой и закреплением грунта, закреплением трубопроводов с помощью балластирующих устройств, анкер­ных креплений или другими способами, выполняемыми согласно расчету.

В качестве балластирующих устройств могут применяться: сплошное бетонирование трубопровода; сплошное покрытие тру­бопровода сборными железобетонными скорлупами; установка штучных железобетонных грузов различной конструкции с ис­пользованием только массы грузов или массы грузов с располо­женным на них грунтом; укладка над трубопроводом плит или ящиков с грунтом, расстилка над трубопроводом нетканых ма­териалов, удерживающих определенную массу грунта, засыпка, закрепление грунта и другие методы.

В качестве анкерных устройств могут применяться: винто­вые анкеры, анкеры с раскрывающимися лопастями, анкеры, вмороженные в вечномерзлый грунт, и другие виды металличе­ских анкеров, забивные и вмораживаемые сваи; в условиях веч­номерзлых грунтов - сваи с последующим образованием рас­ширений на концах и другие анкерные устройства.

3.1.31. Внутриплощадочные трубопроводы и металлические защитные покрытия теплоизоляции трубопроводов, проложен­ные надземно, следует защищать от вторичных проявлений мол­нии и статического электричества в соответствии с требова­ниями, предусмотренными указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, а также спе­циальными отраслевыми правилами.

3.1.32. Для свободного проезда транспорта и беспрепятствен­ного прохода людей на воздушных переходах минимальная высота до нижней части трубопроводов или пролетных строительных конструкций высоких эстакад должна быть, м:

над железнодорожными путями (от головки рельсов) - 6,0;

над автодорогами и проездами                                     - 5,5;

над пешеходными проходами                                       - 2,5.

3.1.33. При пересечении высокими эстакадами железнодорож­ных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани бли­жайшей опоры эстакады должна быть не менее: м:

до оси железнодорожного пути нормальной колеи   - 2,45;

до бордюра автодороги                                              - 1,0.

3.1.34. Пересечения эстакад с воздушными линиями электро­передачи необходимо выполнять в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ).

Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эста­кадами должны проходить только над трубопроводами. Ми­нимальное расстояние по вертикали от верхних технологиче­ских трубопроводов эстакады до линий электропередачи (ниж­них проводов с учетом их провисания) следует принимать в за­висимости от напряжения:

 

 

При определении вертикального и горизонтального расстоя­ний между воздушными линиями электропередачи и внутриплощадочными трубопроводами всякого рода защитные огражде­ния, устанавливаемые над ними в виде решеток галерей, площа­док, следует рассматривать как части трубопроводов.

3.1.35. Размещать арматуру, фланцевые, резьбовые соедине­ния, линзовые, волнистые компенсаторы и дренажные устрой­ства на трубопроводах, расположенных над железнодорожными путями, автодорогами и пешеходными дорожками, не разреша­ется.

3.1.36. Транзитная прокладка любых трубопроводов под зда­ниями и над ними не допускается.

3.1.37. Внутриплощадочные трубопроводы следует прокла­дывать с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожне­ние их в цеховую аппаратуру и емкости. Уклоны трубопроводов следует принимать не менее:

для легкоподвижных жидких веществ            - 0,002;

для газообразных веществ                                - 0,003;

для высоковязких и застывающих веществ    - 0,020.

В исключительных случаях допускается прокладывать тру­бопроводы с меньшим уклоном или без него, но при этом должны быть предусмотрены меры по их опорожнению.

3.1.38. В местах прохождения через стены, перекрытия, пе­регородки внутриплощадочные трубопроводы должны быть за­ключены в стальные гильзы из труб, внутренний диаметр ко­торых на 10-20 мм больше наружного диаметра трубопроводов или тепловой изоляции. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим продольное перемещение трубопровода.

Гильзы должны быть жестко заделаны в строительной кон­струкции. Размещать сварные стыки трубопровода внутри гильз не допускается.

3.1.39. Внутриплощадочные трубопроводы и арматуру необ­ходимо размещать с учетом необходимых проходов, в соответ­ствии с действующими нормами техники безопасности. Трубо­проводы, прокладываемые вдоль стен внутри зданий, не должны пересекать оконных и дверных проемов.

3.1.40. При расположении и креплении внутриплощадочных трубопроводов в зданиях следует учитывать возможность сво­бодного перемещения подъемно-транспортных устройств.

3.1.41. Запрещается прокладывать внутриплощадочные трубопроводы внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений, в помещениях электрораспределительных устройств, камер, тепловых пунктов, а также на путях эвакуации персонала (лестничных клетках, коридорах и т. д.).

3.1.42. Внутриплощадочные трубопроводы с условным прохо­дом до 100 мм допускается прокладывать по наружной поверх­ности глухих стен вспомогательных помещений.

Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 200 мм допускается прокладывать по несгораемым участкам несущих стен производственных зданий. Такие трубопроводы должны располагаться на 0,5 м ниже или выше оконных или дверных проемов (за исключением зданий, имеющих сплошное остекление).

Не допускается прокладка трубопроводов по стенам и огра­ждающим конструкциям, сбрасываемым при воздействии взрыв­ной волны.

Не допускается размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений и дренажных устройств на трубопроводах, про­ложенных под оконными и дверными проемами.

Расстояния между прокладываемыми параллельно трубопро­водами, а также между трубопроводом и строительными конструкциями, как по горизонтали, так и по вертикали следует выбирать с учетом возможности сборки, осмотра, нанесения те­пловой изоляции и ремонта трубопроводов, а также смещения трубопроводов при температурной деформации. Расстояния ука­заны в прил. 21.

3.1.43. Прокладка промысловых нефтегазоконденсатопроводов в одной траншее с кабельными линиями запрещается.

3.1.44. Параллельная прокладка трубопроводов, а также пе­ресечение их с кабелем должны производиться в соответствии с ПУЭ.

3.1.45. При прокладке кабельных линий параллельно с нефте -, газо- и конденсатопроводами расстояние по горизонтали между кабелем и газоконденсатопроводом должно быть не менее 1 м.

Кабели, находящиеся от нефте-, газо- и конденсатопровода на меньшем расстоянии (но не менее 0,25 м), на всем протяжении сближения должны быть проложены в трубах.

Параллельная прокладка кабелей над и под нефте -, газо- и конденсатопроводом в вертикальной плоскости не допускается.

 

3.2. Переходы трубопроводов

через естественные и искусственные

препятствия

 

3.2.1. Переходы трубопроводов через реки, каналы, озера, ру­чьи, овраги, болота, автомобильные и железные дороги могут выполняться надземным или подземным способами. Выбор спо­соба сооружения перехода производится на основании технико-экономических расчетов.

Принятые решения согласовываются с организациями, в ве­дении которых находятся пересекаемые системы.

 

Подводные переходы трубопроводов

через водные преграды

 

3.2.2. Подводные переходы трубопроводов проектируются на основании данных гидролого-морфологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации ранее построенных подводных переходов в районе строительства, проектируемых и действующих гидротехниче­ских сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ, условий судоходства и требований к охране окружающей среды и рыбных ресурсов.

3.2.3. Местоположение участка подводного перехода опреде­ляется с учетом направления трассы трубопровода и согласовы­вается со всеми заинтересованными организациями.

Створы переходов через реки выбираются на наиболее устой­чивых против размыва участках русел с минимальной шири­ной заливаемой поймы в направлении перпендикулярно динами­ческой оси потока. Необходимо избегать участков, сложенных скальным грунтом.

Прокладка подводных переходов, как правило, должна осуществляться с заглублением в дно водоема на 0,5 м ниже прогнозируемого профиля дна реки до верха забалластиро­ванного трубопровода, определяемого на основании инженер­ных изысканий, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

На переходах через несудоходные и непромерзающие до дна закрытые водоемы в районах Западной Сибири и Крайнего Севе­ра при соответствующем обосновании допускается укладка тру­бопроводов на дно водоема с заглублением в грунт не менее чем на 0,5 м от верха забалластированного трубопровода до дна во­доема.

При замерзании водоема расстояние от нижней поверхности льда до верха балластировки трубопровода должно быть не ме­нее 0,5 м.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными грунтами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопро­вода, до отметки дна водоема в ненарушенной состоянии.

3.2.4. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград промысловы­ми коллекторами газа (нефти), нефтегазосборными трубопрово­дами, нефтепроводами и водоводами пластовых и сточных вод следует предусматривать прокладку резервной нитки. При со­ответствующем обосновании резервную нитку разрешается пре­дусматривать и при пересечении водных преград шириной до 75 м при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню воды при 10 % обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней.

Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий скважин, метанолопроводов к скважинам, трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод уста­навливается проектом на основании технико-экономического обоснования.

3.2.5. На подводных переходах диаметр трубопровода и диа­метр резервной нитки следует принимать равными диаметру основной магистрали.

Расстояние между параллельными нитками подводных трубопроводов на русловых участках назначается исходя из инженер­но-геологических и гидрогеологических условий, возможности производства строительных и ремонтных работ, исключающих повреждение соседних трубопроводов. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубленных в дно водоема, должны составлять 30 м при диаметре труб до 1000 мм включительно и 50 м - для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм.

На многониточных переходах трубопроводов, транспортиру­ющих жидкие продукты, допускается прокладка основных ниток трубопровода в общей траншее.

3.2.6. Прокладку подземных трубопроводов на переходах че­рез каналы и арыки оросительной системы следует предусма­тривать с заглублением ниже дна водотока на глубину не менее 1,0 м, считая от верха забалластированного трубопровода.

3.2.7. Подводные переходы в границах горизонта высоких вод (ГВВ) не ниже 1 % обеспеченности должны закрепляться против всплытия. В русловой части перехода следует применять коль­цевые грузы или обетонирование, обеспечивающие их надежную устойчивость против смещений при возможных деформациях ру­сла.

3.2.8. На переходах через водные преграды расчет баллас­тировки промысловых нефтепроводов должен производиться из условия его полного опорожнения, т. е. без учета веса продукта.

3.2.9. На переходах через глубокие болота и озера при соответствующем технико-экономическом обосновании для предотвращения всплытия трубопроводов диаметром до 250 мм допускается вместо балластирующих устройств применять трубы с увеличенной толщиной стенки, обеспечивающей отрицательную плавучесть.

3.2.10. На подземных переходах через водотоки должны пре­дусматриваться берегоукрепительные работы.

3.2.11. На переходах через нерестовые реки и ручьи трубо­проводы следует прокладывать надземно на опорах с целью ис­ключения воздействия на условия обитания ценных пород рыб, при этом трубы должны располагаться выше 1 % уровня ГВВ на величину не менее 1,0 м. Кроме того, должны быть предусмотре­ны мероприятия по защите выходов труб из грунта от ледохода и корчехода.

3.2.12. В случае максимальной глубины промерзания воды на внутриболотных озерах глубина заложения трубопроводов должна обеспечивать исключение вмерзания балластировочных грузов в лед.

 

Надземные переходы трубопроводов

 

3.2.13. При устройстве надземных переходов через естествен­ные и искусственные препятствия следует максимально исполь­зовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании для прокладки тру­бопроводов применяются специальные мосты. Прокладка трубо­проводов по автодорожным мостам допускается в виде исключе­ния, так при проектировании трубопровода в соответствии с требованиями к категории В и получении разрешения от заин­тересованных организаций.

Наиболее простыми в исполнении являются балочные си­стемы переходов (простые и усиленные). В тех случаях, когда по условиям рельефа местности, режима преграды, сложности устройства промежуточных опор или по другим соображениям величина необходимого расстояния между опорами больше той, которая может быть перекрыта балочными системами, следует применять висячие системы (вантовые, одноцепные и др.) или арочные конструкции.

Арочные конструкции переходов следует применять там, где по условиям эксплуатации дороги или водной преграды трубо­провод должен быть приподнят на значительную высоту.

Величина перекрываемого пролета и конструктивная схе­ма перехода устанавливаются в зависимости от характера препятствия, требований заинтересованных организаций, охра­ны окружающей среды, надежности эксплуатации и технико-экономических соображений.

3.2.14. При надземном пересечении оврагов, балок, ущелий, каналов, рек и других водных преград расстояние от низа трубы или конструкций пролетного строения следует принимать:

при пересечении оврагов, балок, малых водотоков, а также стоячих озер - не менее 0,5 м до уровня воды при 5 % обеспе­ченности;

при пересечении несудоходных, несплавных рек, больших оврагов, где возможен ледоход, и озер с поворотным течением воды и перемещением льда - не менее 0,2 м до уровня воды при 1 % обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее ве­личины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов и требованиями проектирования мостов.

При наличии сплава и корчехода следует учитывать возмож­ность образования заломов и заторов и расстояние до уровня во­ды при 1 % обеспеченности увеличивать до 1 м.

3.2.15. Пролеты надземных балочных переходов систем трубопроводов могут быть увеличены за счет помещения рабочего трубопровода в трубу большего диаметра, совместной работы двух труб, устройства шпренгелей и др. Непосредственная при­варка к рабочему трубопроводу усиливающих элементов не до­пускается.

3.2.16. Совместная прокладка на одних опорах групповых надземных переходов трубопроводов и электролиний разрешает­ся только для сетей, предназначенных для обслуживания трубо­проводов (кабелей сигнализации, диспетчеризации, электропри­вода задвижек).

При этом электропроводка должна располагаться в трубах ниже трубопроводов на самостоятельных кронштейнах или подвесках.

3.2.17. Па переходах через водные преграды по технологиче­ским мостам допускается совместная прокладка газопроводов и совместная прокладка трубопроводов с жидкими горючими сре­дами, если указанные трубопроводы относятся к одному техно­логическому узлу, например трубопроводы от одной дожимной насосной станции (ДНС).

3.2.18. При прокладке надземных трубопроводов в затопля­емых поймах рек и водоемов, вне границ ледохода допускается временное затопление их водой при обеспечении условий, предотвращающих всплытие опор и самих трубопроводов. Изоля­ция таких участков должна быть усиленной.

 

Переходы трубопроводов через железные

и автомобильные дороги

 

3.2.19. Переходы трубопроводов через железные дороги, вне-промысловые автомобильные дороги I-IV категорий и промы­словые автомобильные дороги с усовершенствованным покры­тием следует проектировать в местах прохождения дорог в на­сыпях или в нулевых отметках, угол пересечения трубопровода с дорогами должен быть 90°. Все пересечения необходимо согла­совывать с владельцем транспортных магистралей. Прокладка трубопроводов через тело насыпи не допускается.

В местах пересечения трубопровода с автодорогами V катего­рии, промысловыми автодорогами без усовершенствованных по­крытий, автозимниками и лежневыми дорогами должны преду­сматриваться защитные мероприятия, исключающие поврежде­ния трубопроводов. Места переезда обозначаются специальными знаками.

3.2.20. Участки трубопроводов в местах пересечения желез­ных и автомобильных дорог должны заключаться в защитные футляры из стальных или железобетонных труб, в тоннели, диа­метр которых определяется условиями производства работ и кон­струкцией перехода, но должен быть больше наружного диаме­тра трубы не менее чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

на переходах через железные дороги - на 25 м от осей край­них путей, но не менее чем на 5 м от подошвы откоса насыпи и на 3 м - от бровки откоса выемки или водоотводных сооружений (кювета, нагорной канавы и т. п.);

на переходах через автомобильные дороги - на 10 м от бров­ки земляного полотна, но не менее чем на 2 м от подошвы на­сыпи. На нефтепроводах и нефте-, продуктопроводах, пересека­ющих автодороги III и IV категорий, расстояние от бровки зем­ляного полотна может быть сокращено до 5 м.

3.2.21. На обоих концах защитного кожуха должны быть предусмотрены уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства в целях охраны окружающей среды. На трубопроводах I и II категорий диаметром более 500 мм один из концов защитного кожуха должен иметь выход в отводной колодец или на трап с факелом.

3.2.22. Заглубление трубопроводов на переходах под железными дорогами должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до защитного футляра и по менее 0,5 м до него от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа. Заглубление трубопроводов под автомобильными дорогами должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дорог (проезжей части) до защитного футляра, а при его отсутствии - до верхней образующей тру­бопровода и не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

На переходах через железные и автомобильные дороги, проложенные на пучинистых и неустойчивых грунтах, следует предусматривать конструктивные мероприятия для исключения неравномерных пучений (осадок) основания дорог.

3.2.23. Места пересечения трубопроводов с железными доро­гами должны быть удалены (по горизонтали) от стрелок и кре­стовин не менее чем на 10 м. При пучинистых и неустойчивых грунтах это расстояние увеличивается до 20 м.

 

3.3. Создание защитных (буферных)

зон вокруг особо опасных трубопроводных систем

 

3.3.1. Защитные зоны создаются с целью предотвращения отрицательных воздействий трубопроводов на объекты, располо­женные по границам этих зон, а также деятельности различных организаций на сохранность и безопасность работы самих тру­бопроводов.

3.3.2. Определяющие величину защитных зон минимальные расстояния от оси подземных, наземных и надземных трубопро­водов различного назначения до объектов, зданий и сооружений следует принимать в соответствии со СНиПом.

3.3.3. В пределах защитных зон запрещается строительство каких-либо объектов без согласования с эксплуатирующей орга­низацией.

3.3.4. Фактический материал по трубопроводу (исполнитель­ная съемка), оформленный в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, должен быть передан в органы исполнительной власти на местах для нанесения его на районные карты землепользования.

3.3.5. Отвод земельных участков под строительство зданий и сооружений и прокладку коммуникаций в непосредственной бли­зости от защитных зон осуществляется в порядке, установлен­ном действующим законодательством, органами местной власти.

Предприятия, организации, учреждения и отдельные гражда­не (застройщики) до рассмотрения соответствующими органами местной власти ходатайства о предоставлении земельных участ­ков вблизи защитных зон должны согласовать строительство с предприятием, эксплуатирующим трубопровод.

3.3.6. В проекте производства работ по проведению приемочных гидравлических испытаний промысловых трубопроводов в случае строительства трубопровода в пределах населенно­го пункта или в непосредственной близости от него для обеспече­ния безопасности населения должно быть предусмотрено опове­щение населения через местное радио и прессу по заявке эксплуатирующей организации о проводимых испытаниях с выдачей письменного предупреждения территориальной администрации и землепользователям о недопустимости появления населения в защитной зоне во время испытаний.

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

 

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

TУS 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.

Трубы по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8733-74 должны заказы­ваться с дополнительными требованиями по ударной вязкости гидроиспытанию, неразрушающему контролю, разделке кромок, а также по геометрии трубы из катаной или кованой (нелитой) заготовки.

4.2.6. Ограничения в применении труб по ГОСТ 20295-74:

для участков не выше категории I;

температура стенки в условиях эксплуатации должна быть не ниже минус 20° С;

рабочее давление не выше 9,6 МПа.

4.2.7. Выбор труб для трубопроводов нефтяных месторожде­ний с парциальным давлением сероводорода выше 300 Па, при давлении в трубопроводе выше 10 МПа следует производить в соответствии с пп. 4.2.2-4.2.5.

Для газлифтных систем и систем обустройства промыслов, работающих под давлением до 12,0 МПа, следует применять тру­бы по ТУ 14-3-1128-82.

Для систем заводнения и захоронения пластовых и сточ­ных вод следует применять: при Р_исп. до 20 МПа - трубы по ГОСТ 8732-78; при Р_исп, равном 20 МПа и более, - трубы по ГОСТ 550-75.

4.2.8. При определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агрессивные сероводородсодержащие среды и рассчитанных по несущей способности, добавляются:

С₁ - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб;

С₂ - добавка к толщине стенки на общую коррозию, опре­деляемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубный стали в данной среде, с учетом про­ектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, приме­нение покрытий и др.), их эффективности, проектируемого срока эксплуатации трубопровода.

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение добавки (02) по анало­гии с другими, ранее запроектированными объектами, с близкими условиями эксплуатации труб. Во всех случаях величина такой добавки должна быть не менее 2 мм.

Толщина стенки трубопроводов систем заводнения, транспортирующих пресные воды, определяется по несущей способности без добавки на коррозию С₂.

Толщина стенки с учетом коррозии определяется в соответ­ствии с ВСН 2.38-85.

4.2.9. Ударная вязкость заводских сварных соединений труб, определяемая при минимальной температуре строи­тельства, должна удовлетворять требованиям, приведенным в СНиП 2.05.06-85.

4.2.10. Во всех случаях применения стальных труб для сероводородсодержащих сред при парциальном давлении сероводоро­да выше 300 Па должна предусматриваться защита трубопрово­дов от внутренней коррозии (ингибиторы, защитные покрытия и др.).

4.2.11. Трубы считаются пригодными по качеству при усло­вии, что:

они соответствуют требованиям ТУ и стандартов на постав­ку и имеют заводскую маркировку и сертификаты;

отклонения наружного диаметра труб на протяжении не ме­нее 200 мм от торца не превышают для труб диаметром 800 мм включительно предельных величин, регламентируемых соот­ветствующими ГОСТами и ТУ, а для труб диаметром свыше 800 мм ± 2 мм;

отклонение толщины стенки по торцам не превышает предельных значений, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ;

овальность бесшовных труб не выводит их наружный диа­метр за предельные отклонения, а сварных труб диаметром 426 мм и более - не превышает 1 % номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диа­метру);

кривизна труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2 % длины трубы;

косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм;

на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы;

глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины;

в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков.

4.2.12. Трубы могут подвергаться ремонту, если:

глубина рисок, царапин и задиров на поверхности труб не превышает 5 % от толщины стенки;

вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5 % от внешнего диаметра;

глубина забоин и задиров фасок не более 5 мм;

на концевых участках труб имеются расслоения, которые мо­гут быть удалены обрезкой.

4.2.13. Ремонт труб производится в соответствии с требовани­ями ВСН 006-89.

Ремонт и заключение о пригодности труб для дальнейшего использования оформляются актом по установленной форме.

4.2.14. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, перечисленные в 4.2.12, могут быть подвергнуты ремонту только по разрешению завода-изготовителя.

4.2.15. Трубы признаются непригодными для сооружения нефтегазопроводов, если они не отвечают требованиям пп. 4.2.11 и 4.2.12.

4.2.16. При измерении наружного диаметра труб, деталей трубопроводов и прочих деталей диаметром до 57 мм включи­тельно за величину диаметра принимают среднее арифметиче­ское измерений диаметра в двух взаимно перпендикулярных на­правлениях. Измерения проводят штангенциркулем с погрешно­стью не более 1,0 мм.

4.2.17. Для труб и прочих деталей диаметром более 57 мм значение наружного диаметра Д, мм, вычисляют по формуле:

 

 

где П - периметр, мм, измеренный рулеткой с точностью 0,5 мм;

Т - толщина ленты рулетки, мм.

4.2.18. Толщину стенки измеряют с торцов труб и деталей штангенциркулем не менее чем в пяти, равномерно распреде­ленных по окружности, точках с погрешностью не более 0,1 мм.

4.2.19. В местах, пораженных коррозией, толщину стенки из­меряют с помощью ультразвукового толщиномера с погрешно­стью не более 0,1 мм.

4.2.20. Марка стали труб в соответствии с минимальными температурами эксплуатации и строительства трубопроводов, а также с "Инструкцией по применению стальных труб в газо­вой и нефтяной промышленности" выбирается в соответствии с прил. 22.

4.2.21. Размеры бесшовных и электросварных стальных труб принимаются по номенклатуре выпускаемых труб в соответ­ствии с прил. 23, 24.

 

4.3. Запорная арматура

 

4.3.1. По способу присоединения к трубопроводу запорная ар­матура подразделяется на фланцевую, муфтовую и приварную. Муфтовая чугунная арматура рекомендуется только для трубо­проводов с условным проходом не более 50 мм, транспортирую­щих негорючие нейтральные среды. Муфтовая стальная арма­тура может применяться на трубопроводах для всех сред при условном проходе не более 40 мм.

4.3.2. Маркировка арматуры производится в соответствии с ГОСТ 4666-75.

Маркировка должна быть нанесена на корпус и содержать: товарный знак завода-изготовителя; условное давление; диаметр условного прохода; стрелку, показывающую направление пото­ка. На арматуре, изготовленной из стали со специальными свой­ствами, дополнительно должна указываться марка материала корпуса. Цвет отличительной окраски - по ГОСТ 4666-75.

Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответ­ствии с прил. 25, 26, 31.

4.3.3. Нормы герметичности (допустимый пропуск) устана­вливаются по ГОСТ 9544-75.

4.3.4. Материал арматуры для трубопроводов необходимо вы­бирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды. Армату­ру из цветных металлов и их сплавов допускается применять лишь в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не мо­жет быть использована по обоснованным причинам.

4.3.5. При выборе типа запорной арматуры (задвижки, венти­ля, крана) следует руководствоваться диаметром трубопровода и характером перекачиваемой среды:

для трубопроводов с условным проходом свыше 50 мм в основ­ном должны применяться задвижки, имеющие меньшее гидрав­лическое сопротивление, герметичность согласно ГОСТ 9544-75, меньшую строительную длину и переменное направление движения среды;

для трубопроводов с условным проходом менее 50 мм рекомендуется применять вентили, имеющие значительное гидравлическое сопротивление, препятствующее их применению на трубопроводах большего диаметра.

Краны следует применять, если использование задвижек или вентилей по каким-либо соображениям недопустимо или нецелесообразно.

Применение запорной арматуры в качестве регулирующей запрещается.

4.3.6. Запорная арматура, устанавливаемая на промысловых трубопроводах, должна соответствовать требованиям действу­ющих ГОСТов, каталогов, нормалей машиностроения или спе­циальных технических условий.

 

4.4. Фланцы

 

4.4.1. Фланцы и материалы для них следует выбирать по государственным и отраслевым стандартам с учетом рабочих параметров среды. Для высокоагрессивных сред и сред с температурами, на которые данные документы не распространяются, материал фланцев устанавливают по рекомендациям проектных или научно-исследовательских   организаций (прил. 32).

4.4.2. Плоские приварные фланцы разрешается применять для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2,5 МПа и температуре среды не выше плюс 300° С.

4.4.3. Для трубопроводов, работающих при условном давле­нии свыше 2,5 МПа или температуре свыше 300° С, независимо от давления необходимо применять только стальные приварные встык фланцы.

4.4.4. Применение плоских стальных приварных фланцев с условным давлением до 1,0 МПа на трубопроводах, транспорти­рующих горючие, токсичные и сжиженные газы, не допускается.

4.4.5. Для фланцев в зависимости от свойств транспортиру­емых сред и их параметров применяются прокладки в соответ­ствии с прил. 33.

Для фланцев, рассчитанных на Ру £ 2,5 МПа, можно приме­нять только мягкие, спирально-навитые или металлические го­фрированные с мягкой набивкой прокладки. При использовании металлических прокладок следует предусматривать фланцы на Ру не менее 4,0 МПа.

4.4.6. Для фланцев, рассчитанных на Ру от 6,3 МПа и более, вместо фланцев с уплотнительной поверхностью типа "выступ- впадина" можно применять соответствующие фланцы под про­кладку овального сечения или с гладким соединительным вы­ступом под зубчатую металлическую прокладку.

 

4.5. Прокладочные материалы

 

4.5.1. Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений в зависимости от свойств транспортиру­емой среды и ее рабочих параметров рекомендуется выбирать в соответствии с прил. 33.

4.5.2. Кроме материалов для прокладок, указанных выше, по рекомендациям проектных и научно-исследовательских органи­заций допускается применение во фланцевых соединениях про­кладок из различных пластмасс с учетом их физико-химических свойств.

Прокладки из фторопластового уплотнительного материала и фторопласта следует устанавливать во фланцевых соедине­ниях с уплотнительной поверхностью типа "шип-паз".

 

4.6. Фасонные детали трубопроводов

 

4.6.1. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от пара­метров транспортируемой среды и условий эксплуатации следу­ет выбирать по действующим стандартам и техническим усло­виям (прил. 34-38).

4.6.2. Материал деталей трубопроводов, как правило, должен соответствовать материалу труб. При применении и сварке раз­нородных сталей руководствоваться указаниями раздела 8.

4.6.3. При изготовлении деталей трубопроводов на предприя­тиях необходимо руководствоваться действующими стандарта­ми, техническими условиями и положениями настоящего доку­мента.

 

4.7. Сварные детали трубопроводов

 

4.7.1. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависи­мости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться настоящим документом, отраслевыми стан­дартами и другими нормативными документами.

4.7.2. Сварку фасонных деталей трубопроводов, контроль ка­чества их сварных стыков следует производить в соответствии с требованиями раздела 8.

Не допускается исправлять дефекты сварки подчеканкой или подваркой без предварительной вырубки дефектных мест.

4.7.3. Ответвления от трубопроводов могут быть выполнены одним из способов, указанных в ОСТ 36-45-81. При устройстве тройниковых соединений особое внимание следует уделять ка­честву сборки под сварку и сварочных работ. Не допускается усиливать сварные швы с помощью ребер жесткости.

4.7.4. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа. Технические требования к изготовлению тройников должны приниматься по ОСТ 36-49-81 и МН 4.750-63. Размеры сварных тройников из углеродистой стали Ду 65-400 мм следу­ет назначать по ОСТ 36-46-81 (прил. 38), Ду 500-1400 мм по ОСТ 36-24-77.

Изготовление тройников в полевых условиях не допускается.

4.7.5. Отводы сварные с условным проходом 150-400 мм в соответствии с ОСТ 36-43-81 разрешается применять для тру­бопроводов при давлении Ру не более 6,3 МПа (прил. 35).

Отводы сварные с условным проходом 500-1400 мм в соот­ветствии с ОСТ 36-21-77 можно применять для трубопроводов при давлении Ру не более 2,5 МПа.

4.7.6. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с Ду 250-400 мм по ОСТ 36-44-81 и Ду 350-400 мм по ТУ 35 1626-77 разрешается применять для трубопроводов при давле­нии Ру до 4,0 МПа (прил. 36), а с Ду 500-1400 мм по ОСТ 36-22-77 при Ру до 2,5 МПа.

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры и агрессивности среды соответствуют пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок стали.

Сварные швы переходов подлежат 100% контролю ультраз­вуковым или радиографическим методами.

4.7.7. Сварные крестовины и развилки допускается применять для трубопроводов из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше плюс 250° С.

Крестовины и развилки из электросварных труб допускается применять при давлении не более 1,6 МПа; при этом они должны быть изготовлены из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 2,5 МПа.

Крестовины и развилки из бесшовных труб допускается при­менять при давлении не более 2,5 МПа при условии изготовле­ния их из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 4,0 МПа.

 

4.8. Гнутые и штампованные детали

 

4.8.1. Крутоизогнутые отводы разрешается применять для трубопроводов при Ру до 10,0 МПа в соответствии с ГОСТ 17375-83 (прил. 34).

4.8.2. Гладкогнутые отводы, изготавливаемые по ОСТ 36-42-81 из бесшовных труб на Ру до 10,0 МПа, применяют вместо крутоизогнутых и сварных отводов на трубопроводах с пульси­рующим потоком среды, а также на трубопроводах при условном проходе Ду менее 40 мм в первую очередь в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода.

Пределы применения гладкогнутых отводов с радиусом гиба большим или равным двум наружным диаметрам трубы из труб действующего сортамента соответствуют пределам приме­нения труб, из которых они изготовлены. Применение отводов с радиусом меньшим двух наружных диаметров трубы долж­но обосновываться поверочными расчетами гнутых отводов на прочность.

4.8.3. Концентрические штампованные переходы по ГОСТ 17378-83 (прил. 36) и штампованные тройники по ГОСТ 17376-83 (прил. 37) разрешается использовать при Ру до 10,0 МПа.

 

4.9. Заглушки

 

4.9.1. Заглушки рекомендуется выбирать в зависимости от ра­бочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации в соответствии с настоящим документом и действующими госу­дарственными и отраслевыми стандартами.

4.9.2. Приварные плоские и ребристые заглушки выбирают в соответствии с ОСТ 36-47-81 и ОСТ 36-48-81 для трубопроводов при давлении Ру до 2,5 МПа (прил. 39, 40).

4.9.3. Отбортованные заглушки по ГОСТ 17379-83 (прил. 41) разрешается устанавливать на трубопроводах при Ру до 10,0 МПа.

4.9.4. Быстросъемные заглушки по ТУ 38.11145-83 применя­ются в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей.

4.9.5. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, разреша­ется применять для трубопроводов с Ру до 10,0 МПа (прил. 42).

4.9.6. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также быстросъемные, выпускаемые по ТУ 38.11145-83, запреща­ется применять для разделения двух трубопроводов с различны­ми средами, смешение которых недопустимо. Необходимо обес­печить визуальный разрыв между трубопроводами.

4.9.7. Качество материала заглушек должно подтверждать­ся сертификатом. Допускается составлять один сертификат на партию заглушек. Сертификат на постоянные заглушки должен храниться в журнале учета установки - снятия заглушек.

На каждой заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии -на цилиндрической поверхности) должны быть четко выбиты номер заглушки, марка стали, условное давление и условный проход.

4.9.8. Устанавливают и снимают заглушки по указанию ли­ца, ответственного за эксплуатацию трубопровода. Установка и снятие заглушек должны отмечаться в специальном журнале. Рекомендуемая форма журнала приведена в прил. 2.

 

4.10. Крепежные детали

 

4.10.1. Крепежные детали к фланцевым соединениям трубо­проводов следует устанавливать в соответствии с государствен­ными и отраслевыми стандартами (прил. 43):

а) болты - по ОСТ 26-2037-77, гайки к ним - ОСТ 26-2038-77;

б) шпильки - по ГОСТ 9066-75, ОСТ 26-2039-77, ОСТ 26-2040-77; гайки к ним - ГОСТ 9064-75, ОСТ 26-2038-77, ОСТ 26-2041-77.

При изготовлении шпилек, болтов и гаек твердость шпилек и болтов должна быть выше твердости гаек (прил. 44).

4.10.2. Материалы, применяемые для изготовления крепеж­ных изделий, крепежные детали, поступающие на склад, долж­ны иметь сертификат предприятия-изготовителя.

При отсутствии сертификата на материал предприятие - изготовитель крепежных деталей должно провести аттестацию материалов по результатам лабораторных испытаний и соста­вить сертификат на них. Испытания проводятся по соответствующим стандартам или техническим условиям.

4.10.3. Не допускается изготовление крепежных деталей из кипящей, полуспокойной, бессемеровской и автоматной сталей. Материал заготовок или готовые крепежные изделия из каче­ственных углеродистых, а также теплоустойчивых и жаропроч­ных легированных сталей должны быть термообработаны. Для крепежных деталей, применяемых при давлении до 1,6 МПа и ра­бочей температуре до плюс 200° С, а также крепежных деталей из углеродистой стали с резьбой диаметром до 48 мм термооб­работка необязательна (прил. 45).

4.10.4. Крепежные детали для соединения фланцев из аустенитной стали должны быть изготовлены из стали того же клас­са, что и фланцы. Допускается применять фланцы, шпильки и болты из сталей различных классов (с различными коэффици­ентами линейного расширения), но при температуре выше плюс 100° С их работоспособность должна быть подтверждена расче­том, данными эксплуатации или экспериментом.

 

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СТРОИТЕЛЬСТВУ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

5.1. Общие положения

 

Требования к работам, выполняемым при строительстве трубопроводов, в равной степени распространяются на работы при реконструкции и капитальном ремонте с заменой участков трубопроводов.

 

5.2. Подготовительные работы

 

5.2.1. В стадии подготовительных работ заказчик обязан со­здать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала строительно-монтажных ра­бот передать подрядчику техническую документацию на нее и на закрепленные на трассе строительства трубопровода пункты и знаки этой основы, в том числе:

знаки закрепления узлов поворота трассы;

створные знаки углов поворота трассы в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

створные знаки на прямолинейных участках трассы, устано­вленные попарно в пределах видимости, но не реже чем через 1 км;

створные знаки закрепления прямолинейных участков трас­сы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естествен­ные и искусственные препятствия в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;

высотные реперы, установленные не реже чем через 5 км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через вод­ные преграды (на обоих берегах);

пояснительную записку, абрисы расположения знаков и их чертежи;

каталоги координат и отметок пунктов геодезической основы.

Допустимые средние квадратические погрешности при по­строении геодезической разбивочной основы: угловые измерения ±2; линейные измерения 1/1000; определение отметок ±50 мм.

5.2.2. Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна выполнить на трассе следую­щие работы:

провести контроль геодезической разбивочной основы с точ­ностью линейных измерений не менее 1/500, угловых 2’ и ниве­лирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы. Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные дли­ны линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 дли­ны, углы - не более чем на 3’ и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, - не более 50 мм;

установить дополнительные знаки (вехи, столбы и пр.) по оси трассы и по границам строительной полосы;

вынести в натуру горизонтальные кривые естественного (упругого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба - че­рез 2 м;

разбить пикетаж по всей трассе и в ее характерных точ­ках (в начале, середине и конце кривых, в местах пересече­ния трасс с подземными коммуникациями). Створы разбивае­мых точек должны закрепляться знаками, как правило, вне зоны строительно-монтажных работ; установить дополнительные реперы через 2 км по трассе.

5.2.3. До начала основных строительно-монтажных работ генподрядчик должен выполнить подготовительные работы на трассе.

5.2.4. Расчистку трасс под многониточные трубопроводы при одновременном их строительстве на обводненных и заболочен­ных участках необходимо выполнять на полную проектную ши­рину коридора.

5.2.5. Тип, конструкцию и ширину проезжей части времен­ных проездов выбирают в зависимости от диаметров трубо­проводов, количества одновременно укладываемых ниток, спо­собов прокладки трубопроводов с учетом сезонности производ­ства строительно-монтажных работ, несущей способности и есте­ственного основания, наличия местных дорожно-строительных материалов. На сложных участках (болотах, переувлажненных и обводненных участках трассы) могут быть использованы следующие конструкции технологических проездов: со сборно-разборным покрытием; лежневые; деревогрунтовые; насыпные, армированные мелколесьем; насыпные с применением нетка­ных синтетических материалов (НСМ); грунтовые без покры­тия; снежно-ледовые.

 

5.3. Земляные работы. Разработка траншей

 

5.3.1. Размеры и профили траншей устанавливаются проек­том в зависимости от назначения и диаметра трубопроводов, ха­рактеристики грунтов, гидрогеологических и других условий в соответствии с действующими РД.

5.3.2. Для районов с глубиной промерзания 0,4 м и более в зим­них условиях должны предусматриваться мероприятия по пре­дохранению грунта от промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остатками и др.). Для сокращения продолжительности оттаивания мерзлого грун­та в теплое время необходимо к периоду установления положи­тельных температур удалить снег с полосы будущей траншеи.

5.3.3. При пересечении траншей с действующими подземны­ми коммуникациями разработка грунта должна производиться в соответствии со СНиП 3.02.01-87 и требованиями безопасности, предъявленными владельцем пересекаемых коммуникаций.

5.3.4. До начала работы по устройству траншеи в скальных грунтах с ее полосы снимают вскрышной слой рыхлого грунта на всю глубину до обнажения скального грунта при толщине вскрышного слоя до 0,5 м. При меньшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятый грунт вскрыши укладывают на берме траншеи и ис­пользуют при необходимости для подсыпки и присыпки трубо­провода.

5.3.5. Разрабатывают траншеи в скальных грунтах после предварительного рыхления скального грунта механическим или буровзрывным способом и грубой его планировки в соот­ветствии с проектом.

 

5.4. Транспортные

и погрузочно-разгрузочные работы

 

5.4.1. Транспортные работы следует выполнять в соответствии с требованиями СНиПов, ГОСТов, правил дорожного дви­жения и настоящих Правил.

5.4.2. Типы транспортных средств выбирают в зависимости от условий перевозок в соответствии с проектом производства работ.

5.4.3. Приемка труб грузополучателем производится соглас­но требованиям ГОСТов, ТУ и настоящих Правил (пп. 6.1.9-6.1.11).

5.4.4. Транспортные средства должны быть оборудованы обрезиненными кониками для изолированных труб, устройствами, обеспечивающими сохранность труб (секций) и регламентируе­мый свес их концов.

Трубы и секции малых диаметров (до 325 мм) для сокраще­ния времени погрузки и выгрузки, обеспечения лучшей сохран­ности и повышения безопасности перевозок рекомендуется пере­возить в пакетах.

5.4.5. Трубы (секции) с теплоизоляцией должны перевозить­ся на транспортных средствах со специальным оборудованием, позволяющим избежать повреждения теплоизоляции.

5.4.6. При выполнении погрузочно-разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применять торцевые захваты, стропы, траверсы, мягкие полотнища специальной конструкции, снижающие давление на кромки труб. Коники трубовозов необходимо оборудовать мягкими подкладками во избежание повре­ждения покрытия труб.

Запрещается использовать незащищенные стальные канаты в качестве такелажных средств.

5.4.7. Штабелирование обетонированных труб диаметром до 720 мм производят в четыре яруса, а с диаметром свыше 720 мм - в три яруса.

5.4.8. При перевозке на плетевозах число труб и трубных сек­ций определяют с учетом грузоподъемности машин и размеров труб.

 

5.5. Противокоррозионная

и тепловая изоляция

 

5.5.1. Типы и конструкции изоляционных и теплоизоляцион­ных покрытий, а также материалы, применяемые для защиты от коррозии и для теплоизоляции трубопроводов, определяются проектом в соответствии с ГОСТ 25812-83.

Работы по нанесению изоляционных и теплоизоляционных покрытий следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.016-87, ГОСТ 25812-83, ГОСТ 16381-77.

5.5.2. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов с учетом технико-экономических рас­четов следует применять два типа защитных покрытий: усилен­ный и нормативный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диа­метром 1020 мм, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такирах, сорах и др.);

в болотистых, зоболоченных, черноземных и поливных поч­вах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защит­ных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируе­мого продукта 313° К (40° С) и выше;

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и про­мышленных предприятий.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

5.5.3. Защиту трубопроводов осуществляют покрытиями: полимерными (экструдированными из расплава и порошковыми, оплавленными на трубах; липкими изоляционными лентами), на основе битумных изоляционных мастик комбинированных по­крытий типа "Пластобит", наносимыми в заводских, базовых и трассовых условиях по соответствующей научно-технической документации (НТД).

5.5.4. Участки трубопроводов при надземной прокладке за­щищают алюминиевыми, цинковыми, лакокрасочными, стеклоэмалевыми покрытиями или консистентными смазками.

Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм; толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ 26-01-1-79) должна быть не менее 0,5 мм;

толщина покрытий из алюминия и цинка должна быть не менее 0,25 мм.

5.5.5. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60° С на участках с темпе­ратурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40° С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 и иметь тол­щину в пределах 0,2-0,5 мм.

5.5.6. Оценку состояния защитных покрытий осуществля­ют в процессе строительства трубопроводов как в период на­несения защитных покрытий, так и при приемке сооружений в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ 25812-83.

5.5.7. Тип и конструкция изоляционного покрытия в местах сварных соединений труб должны обеспечивать равнозначный защитный эффект основному покрытию.

5.5.8. Для строительства трубопроводов следует применять преимущественно трубы с изоляционным и теплоизоляционым покрытием, нанесенными в заводских и базовых условиях, и предусматривать соответствующие мероприятия по сохранности изоляции и теплоизоляции от механических повреждений при складировании, погрузочно-разгрузочных операциях, транспор­тировке и укладке трубопроводов.

5.5.9. Конструкция тепловой изоляции назначается проектом и включает антикоррозионные теплоизоляционные и гидроизо­ляционные покрытия.

5.5.10. Теплоизоляцию в трассовых условиях наносят только при отсутствии в близлежащих районах строительства баз или цехов по теплоизоляции труб.

5.5.11. Теплогидроизолированные трубы, трубные секции, уз­лы и детали, а также материалы для их изготовления следу­ет производить в соответствии с технологическим регламентом, утвержденным в установленном порядке; они должны отвечать требованиям действующих технических условий и стандартов.

5.5.12. Крановые узлы, отводы, тройники, катодные выводы, задвижки следует изолировать покрытиями, которые определе­ны проектом:

на подземной части и не менее 15 см над землей - битумными мастиками или полимерными липкими лентами;

на надземной части - покрытиями, применяемыми для за­щиты трубопровода от атмосферной коррозии.

 

5.6. Устранение повреждений

заводских изделий и труб

 

5.6.1. Перед монтажом изделия и трубы должны пройти при­емку, при этом изделия и трубы не должны иметь недопустимых дефектов, регламентированных техническими условиями на по­ставку.

Обнаруженные дефекты определенных размеров могут быть устранены.

5.6.2. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб длиной 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 демон­тированных 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 местом 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 фасок глубиной до 5 мм.

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

5.6.3. Ремонт заводского изоляционного покрытия следует производить на трубосварочной базе после сварки труб в сек­ции, а также на трассе после сварки труб или секций в плеть до опуска трубопровода в траншею.

5.6.4. Отслоившееся от металла покрытие в зоне дефекта должно быть удалено, а края оставляемого покрытия зачище­ны шлифовальной машинкой с круглой металлической щеткой. Переход от металла к покрытию должен иметь угол скоса не более 30° С.

Участок вокруг дефекта необходимо тщательно очистить от загрязнений, наледи, влаги на расстоянии не менее 20 см от края оставляемого покрытия.

Поверхность металла на участке дефекта необходимо очи­щать от ржавчины, пыли и влаги с помощью проволочных ще­ток и др.

При ремонте повреждений противокоррозионных покрытий применяют конструкции усиленного типа.

5.6.5. Ремонту подлежат все сквозные повреждения полиэти­ленового покрытия, обнаруженные дефектоскопом, а также по­вреждения с оставшимся на трубе слоем полиэтилена толщиной менее 1,5 мм.

5.6.6. Ремонт повреждений эпоксидного покрытия следует производить жидкими эпоксидными композициями или термоусаживающимися манжетами.

5.6.7. Патрубки запорной и распределительной арматуры, де­тали трубопроводов, имеющие дефекты, могут быть подверг­нуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом-изготовителем.

5.6.8. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно-механических   мастерских.   Мелкий   ремонт   арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

5.6.9. На чугунной арматуре не допускается исправление де­фектов сваркой.

5.6.10. На стальной литой арматуре допускается исправление электросваркой:

единичных (до двух) раковин на уплотнительных и опорных поверхностях;

газовых и иных раковин местного характера, давших течь при гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных раковин, занимающих в сумме не более 10 % поверх­ности отливки, при условии, что расстояние между кромками дефектных мест после их разделки не менее 50 мм;

дефектов в стойках и маховичках;

дефектов на опорных поверхностях гнезда под кольцо и кор­пусах задвижек и клапанов путем наплавки всей опорной поверх­ности.

5.6.11. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре. Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после свар­ки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

 

5.7. Повороты, изготовленные из труб, отводы

 

Повороты трубопроводов в вертикальной и горизонтальной плоскостях следует выполнять упругим изгибом сваренной нит­ки трубопровода или монтажом криволинейных участков из гну­тых отводов.

Если на отдельных участках трассы в соответствии с проек­том необходимо выполнить повороты малого радиуса, которые не могут быть получены при изгибе труб на станках холодного гнутья, кривые поворота следует выполнять из крутоизогнутых отводов горячего гнутья и штампосварных отводов.

 

5.8. Укладка труб в траншею

 

5.8.1. Укладку труб следует выполнять в соответствии с требованиями проекта в зависимости от принятой технологии и спо­соба производства работ.

5.8.2. При укладке трубопровода в траншею должны обеспе­чиваться:

правильный выбор количества и расстановки кранов-трубоукладчиков и минимально необходимой для производства работ высоты подъема трубопровода над землей с целью предохране­ния трубопровода от перенапряжения, изломов и вмятин;

сохранность изоляционного покрытия трубопровода;

полное прилегание трубопровода к дну траншеи по всей его длине;

проектное положение трубопровода.

5.8.3. При производстве работ по изоляции и укладке изолиро­ванный трубопровод следует опускать кронами-трубоукладчика­ми, оснащенными мягкими полотенцами.

5.8.4. При укладке трубопровода в траншею допускается: минимальное расстояние между трубопроводом и стенками тран­шеи - 100 мм, а на участках, где предусмотрена установка гру­зов или анкерных устройств, - 0,45 Д + 100 мм, где Д - диаметр трубопровода.

5.8.5. На участках трассы, где предусматривается большое количество технологических разрывов, и в местах частого чере­дования углов поворота трассы, а также на участках с продоль­ным уклоном рельефа местности выше 15° укладку трубопрово­да следует производить методом последовательного наращива­ния из одиночных труб или секций (плетей) непосредственно в проектном положении трубопровода (на дне траншеи).

5.8.6. В изоляционно-укладочной колонне в холодное время года или при наличии на трубопроводе влаги необходимо иметь сушильную установку, которую располагают в головной части колонны.

5.8.7. При совмещенном способе изоляционно-укладочных ра­бот их выполнение допускается при температуре окружающе­го воздуха не ниже минус 30° С в соответствии с техническими условиями на изоляционные материалы.

5.8.8. При раздельном способе производства изоляционно-укладочных работ очистку, грунтовку и изоляцию трубопровода разрешается производить при температуре окружающего возду­ха минус 30° и выше, а укладку изолированного трубопровода - при температуре не ниже минус 20° С.

Преимуществом раздельного способа изоляционно-укладочных работ является то, то грунтовка имеет возможность подсохнуть и набрать адгезию.

5.8.9. При последовательной укладке в одну траншею не­скольких трубопроводов должны быть приняты меры по сохран­ности уже уложенных трубопроводов.

 

5.9. Засыпка траншеи

 

5.9.1. Засыпка траншеи производится вслед за спуском трубо­провода и выдержкой времени, необходимого для процессов по­лимеризации и набора адгезивной прочности изоляцией, уста­новкой балластных грузов или анкерных устройств.

Места установки запорной арматуры, тройников, контрольно-измерительных пунктов электрохимзащиты засыпаются после их установки и приварки.

5.9.2. Перед засыпкой трубопровода, уложенного в траншею, должны быть выполнены:

проверка правильного положения трубопровода и плотного его прилегания к дну траншеи;

проверка качества изоляционного покрытия, при необходимо­сти его исправление;

проведение работ по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений при засыпке (предусмотренных проектом);

получение письменного разрешения от заказчика на засыпку уложенного трубопровода;

выдача машинисту землеройной техники наряда-заказа на производство работ по засыпке.

5.9.3. Для предохранения изоляции укладываемого в траншею трубопровода на дне траншеи устраивают "постель" из мягкого привозного или вскрышного грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями дна траншеи. Возможно применение для этих целей карбамидных пенополимерных материалов. По­стель устраивают преимущественно с помощью роторных или одноковшовых экскаваторов или роторных траншеезасыпателей. Для предохранения изоляции трубопровода от падения больших кусков породы устраивают присыпку трубопровода мягким при­возным или вскрышным грунтом высотой 20 см от верхней обра­зующей трубы.

При отсутствии мягкого грунта подсыпку и присыпку можно заменять устройством сплошной футеровки из деревянных реек или соломенных, камышовых, пенопластовых и других матов.

5.9.4. Засыпку трубопровода, уложенного в траншею, выпол­ненную в мерзлых грунтах, осуществляют как в обычных усло­виях, если после укладки трубопровода непосредственно сразу после разработки траншеи и устройства подсыпки (при необхо­димости) грунт отвала не подвергся смерзанию. В случае смер­зания грунта отвала во избежание повреждения изоляционного покрытия трубопровода его необходимо присыпать талым грун­том или мелкоразрыхленным мерзлым грунтом на высоту не ме­нее 20 см от верха трубы. Дальнейшую засыпку трубопровода выполняют грунтом отвала с помощью бульдозера или роторно­го траншеезасыпателя, который способен разрабатывать отвал с промерзанием на глубину до 0,5 м. При более глубоком промерза­нии отвала грунта необходимо его предварительно разрыхлить механическим или буровзрывным способом. При засыпке мерз­лым грунтом над трубопроводом делают грунтовый валик с уче­том его осадки после оттаивания.

5.9.5. Засыпку разработанных траншей на болотах, промерз­ших в зимнее время и имеющих достаточную несущую способ­ность, осуществляют так же, как и при засыпке траншей в обыч­ных мерзлых грунтах.

5.9.6. После засыпки трубопровода, проложенного на нерекультивируемых землях, над трубопроводом устраивают ва­лик, высота которого должна совпадать с ожидаемой величиной осадки грунта засыпки. После засыпки трубопровода минераль­ным грунтом на рекультивируемых землях в летнее время его уплотняют многократными проходами гусеничных тракторов или пневмокатков. Уплотнение грунта должно осуществляться до заполнения трубопровода транспортируемым продуктом. По уплотненному грунту укладывают, затем разравнивают ранее снятый плодородный слой.

 

5.10. Восстановление трассы

и работы по рекультивации

 

5.10.1. После окончания строительно-монтажных работ долж­ны быть проведены работы по восстановлению трассы и рекуль­тивации почвы (техническая и биологическая) с целью:

предотвращения или нейтрализации термической, водной и ветровой эрозии, термокарста, солифлюкции, оползней и др.;

восстановления естественного поверхностного стока и дре­нажной сети;

сохранения температурного режима вечномерзлых грунтов, близкого существовавшему до начала строительства;

восстановления плодородия почвы;

предотвращения процессов подтопления и заболачивания территории;

восстановления коренной растительности или антропогенных фитоценозов, предотвращения опустынивания;

обеспечения миграции оленей и других животных, сохране­ния мест обитания местной фауны.

5.10.2. Рекультивации подлежат:

трассы трубопроводов по всей ширине отвода;

территории временных поселков строителей после их демон­тажа;

нарушенные участки поверхности на трассах временных зим­них дорог;

карьеры;

территории вокруг наземных сооружений, нарушенные при строительстве;

береговые участки в местах переходов и переходы через ма­лые реки, на которых устроены перемычки для прохода строи­тельной техники;

участки территории, на которых развились эрозионные про­цессы, овраги, термокарст, солифлюкция и другие мерзлотные процессы;

оленьи пастбища, пути миграции оленьих стад;

любые другие территории в районе строительства, нарушен­ные в результате прохода транспортных средств, загрязненные производственными и бытовыми отходами, нефтепродуктами и др.

5.10.3. После завершения засыпки трубопровода в пустынях и полупустынях и прекращения транспортировки грузов вдоль трассы целесообразно осуществление механических приемов пескозакрепления, направленных на уменьшение ветропесчаного потока на всей полосе отвода и нарушенных участках.

 

5.11. Электрохимическая защита

трубопроводов от подземной коррозии

 

5.11.1. Для сооружения электрохимической защиты промы­словых трубопроводов от коррозии следует применять средства и установки катодной, электродренажной, протекторной защи­ты, электрические перемычки, контрольно-измерительные пунк­ты и конструктивные узлы типовых проектов.

Выбор средств защиты осуществляется на основе технико-экономических расчетов, учитывающих коррозионную актив­ность грунтов, фактические скорости коррозии внутренней и на­ружной поверхностей трубопроводов с учетом проведения защит­ных мероприятий при обеспечении проектного срока службы.

Необходимо применять комплексную защиту сети промысловых трубопроводов от подземной коррозии. Отдельную трубу можно защищать только при гарантии отсутствия вредных вли­яний ее защиты на соседние трубопроводы.

5.11.2. Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты (ЭХЗ), должны соответ­ствовать спецификации проекта, ГОСТам и ТУ и иметь соот­ветствующие сертификаты, технические паспорта, удостоверя­ющие качество оборудования, изделий и материалов.

5.11.3. При сооружении ЭХЗ следует соблюдать требования к монтажу отдельных видов оборудования, установленные техни­ческой документацией заводов-изготовителей, ТУ, ГОСТ 9.602-89, ГОСТ 25812-83, ГОСТ 26251-84, ГОСТ 16149-70.

5.11.4. Устройство всех установок (сооружений) ЭХЗ трубопроводов и питающих линий электропередачи, а также их включение и наладка должны быть полностью закончены к мо­менту сдачи трубопровода в эксплуатацию.

5.11.5. Устройства ЭХЗ трубопроводов, предусмотренные проектом, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение не более месяца после укладки участка трубопровода, а во всех остальных случаях - до начала работы рабочих при­емочных комиссий, но не позднее трех месяцев после укладки участка трубопровода.

5.11.6. Контрольно-измерительные пункты по трассе тру­бопровода строительная организация должна смонтировать и опробовать до проверки изоляционного покрытия способом ка­тодной поляризации.

5.11.7. Присоединение перемычек и контрольно-измерительных проводов к другим сооружениям, а также дренажного кабеля к токоведущим частям электрифицированного рельсового транс­порта (электрифицированных железных дорог, трамвая) следует производить при наличии разрешения и в присутствии предста­вителей соответствующих эксплуатирующих организаций.

5.11.8. Кабели и провода, вводимые в установки электрозащи­ты, контрольно-измерительные пункты и другие электрические приборы должны быть маркированы строительно-монтажной организацией в соответствии с проектной документацией.

5.11.9. Приварку проводов установок электрохимической за­щиты и контрольно-измерительных пунктов к трубопроводу сле­дует производить:

термитной или электродуговой сваркой к поверхности трубо­провода - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву менее 539 МПа;

только термитной сваркой с применением медного термита к поверхности трубопровода или электродуговой сваркой к продольным или кольцевым швам - для труб с нормативным вре­менным сопротивлением разрыву 539 МПа и более.

5.11.10. При сооружении установок ЭХЗ допускаются предусмотренные в проекте следующие отклонения от мест их размещения и подключения:

для катодных станций, электродренажей и глубинных анод­ных заземлений - в радиусе не более 0,5 м;

для протекторов и анодных заземлителей, а также места подключения соединительного кабеля к трубопроводу и контрольно-измерительных пунктов - не более 0,2 м;

места подключения соединительных проводов и дренажных кабелей к трубопроводу должны быть не ближе 6 м от мест под­ключения к нему ближайшего контрольно-измерительного пунк­та;

при установке заземлителей, протекторов и укладке соедини­тельных кабелей и проводов в траншее допускается увеличение проектной глубины заложения не более 0,1 м; уменьшение про­ектной глубины заложения не допускается.

5.11.11. По мере готовности строительно-монтажных работ по сооружению системы ЭХЗ подрядная строительно-монтажная организация должна выполнить:

измерений сопротивления изоляции кабеля, которое должно быть не менее проектных и паспортных значений;

измерение сопротивления растеканию анодных и защитных заземлений, сопротивления кабельных линий, которые не долж­ны превышать проектных значений;

проверку стрел провисания проводов воздушных линий электропередачи, которые не должны отличаться от проектных зна­чений более чем на ±5 %.

5.11.12. Работы по опробованию необходимо осуществлять в два этапа:

индивидуальное опробование отдельных защитных устано­вок;

комплексное опробование системы ЭХЗ от коррозии всего объекта в целом.

5.11.13. Индивидуальное опробование отдельных установок ЭХЗ по мере завершения их монтажа должна выполнить строительно-монтажная организация в присутствии представи­телей заказчика и заинтересованных организаций в соответ­ствии с требованиями завода-изготовителя и проекта.

5.11.14. Индивидуальное опробование следует производить не ранее чем через 8 дней после окончания монтажа анодного зазем­ления. В процессе этих работ проверяют соответствие фактиче­ского значения сопротивления растеканию защитного и анодно­го заземлений проектным значениям и испытывают катодные установки не менее 72 часов в максимальном режиме. После 72-часового испытания должно быть проверено состояние всех уз­лов и элементов защитной установки, оформлен паспорт на ка­ждую установку и составлен акт приемки оборудования заказ­чиком.

5.11.15. Работы по опробованию совместной ЭХЗ для двух и более объектов должна выполнять строительно-монтажная ор­ганизация в присутствии представителей заказчика и заинтере­сованных организаций, при этом должен быть составлен акт на контрольные измерения по проверке отсутствия вредного влия­ния устройств защиты.

5.11.16. Работы по комплексному опробованию системы ЭХЗ, производимые для определения готовности их к вводу в эксплуа­тацию, осуществляются заказчиком совместно со строительной и другими заинтересованными организациями.

5.11.17. При пусконаладочных работах для каждой установки ЭХЗ необходимо производить:

определение протяженности зоны защиты и потенциалов "труба - земля" в точке дренажа каждой защитной установ­ки при величине тока в соответствии с данными проекта;

определение потенциалов "труба - земля" в точке дренажа и силы тока защитной установки при минимальном, максималь­ном и промежуточном режимах выходного напряжения установ­ки электрозащиты;

оценку влияния работы защитной установки на смежные подземные коммуникации и кабели связи при запроектированном режиме работы.

5.11.18. Фактическая протяженность защитной зоны каждой установки электрохимической защиты, определенная в процессе пусконаладочных работ для половины ее максимального выход­ного напряжения, должна быть не менее проектного значения; при этом потенциалы "труба - земля" в точках дренажа долж­ны соответствовать требованиям ГОСТ 9.015-74.

5.11.19. После завершения комплексного опробования систе­мы ЭХЗ от коррозии объекта в целом необходимо составить акт рабочей комиссии о приемке законченной строительством систе­мы ЭХЗ с рекомендациями по регионам ее эксплуатации.

5.11.20. Если данные ЭХЗ измерений свидетельствуют о недостаточной их мощности, некачественно выполненной изоля­ции трубопроводов или о невозможности достижения проектных параметров защитных установок при полном соблюдении тре­бований рабочих чертежей, то заказчик, проектная организация и генподрядчик во взаимно согласованные сроки должны при­нять меры по обеспечению требуемой защиты трубопровода от подземной коррозии.

5.11.21. Последующую регулировку системы защиты от кор­розии всего объекта в целом должна произвести эксплуатирую­щая организация не ранее чем через 6 месяцев после приемки ее в эксплуатацию, но не позднее чем в течение первого года ее эксплуатации.

 

6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА, ОЧИСТКА, ИСПЫТАНИЕ И ПРИЕМКА

В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

6.1. Проверка качества

строительства трубопроводов.

Вид и объем требуемой проверки

 

6.1.1. Контроль качества строительства трубопроводов, вид и объем требуемой проверки определяются требованиями ВСН.

6.1.2. Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации.

В процессе подготовительных работ исполнители контроли­руют правильность закрепления трассы, соответствие работ по расчистке трассы от леса требованиям проекта и действую­щих нормативных документов лесного законодательства; соот­ветствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требованиям проекта; качество выполнения водопропускных со­оружений; крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, на­горных и дренажных канав; величину уклонов, ширину проез­жей части, радиусов поворотов вдольтрассовых дорог; наличие разъездов; несущую способность транспортных коммуникаций.

6.1.3. Способы производства земляных работ определяются проектным решением и должны выполняться в соответствии с отраслевыми нормативными документами.

В процессе земляных работ должны контролироваться откло­нения оси вырытой траншеи от разбивочной, фактическая от­метка дна траншеи, фактическая отметка рекультивированной полосы, высота валика засыпки, отклонения размеров насыпи.

6.1.4. Обеспечение требуемого уровня качества сварных со­единений трубопроводов достигается:

а) проверкой квалификации сварщиков;

б) контролем исходных материалов, труб и трубных загото­вок, запорной и распределительной арматуры (входным контро­лем);

в) систематическим операционным (технологическим) кон­тролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки;

г) визуальным контролем (внешним осмотром) и обмером го­товых сварных соединений (для сварных соединений, выполнен­ных двусторонней автоматической сваркой под слоем флюса, - дополнительно по макрошлифам);

д) проверкой сварных швов неразрушающими методами кон­троля в соответствии с табл. 6.1;

е) механическими испытаниями сварных соединений, выпол­ненных стыковой контактной сваркой сплавлением, сваркой вра­щающейся дугой и паяных соединений.

Действия, направленные на обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов, регламентированы разделом 8 настоящих Правил.

6.1.5. Приемочный контроль состояния изоляции законченных после строительства участков трубопроводов осуществляют в соответствии с ГОСТ 25812-83.

Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетвори­тельное состояние, то необходимо:

найти места повреждений и провести ремонт;

повторно испытать изоляцию.

6.1.6. Все скрытые работы должен принять заказчик, о чем составляют акт, в котором делают отметку о разрешении вы­полнять работы.

Для приемки скрытых работ подрядчик обязан вызвать представителя заказчика. Если представитель заказчика не явился в указанный подрядчиком срок, то последний составляет односто­ронний акт.

 

Таблица 6.1

 

Контроль качества сварных соединений

промысловых трубопроводов при сварке плавлением

 

 

6.1.7. Промежуточной приемке с составлением актов на скры­тые работы подлежат:

поверхностные и глубинные анодные заземления;

протекторные установки;

кабели, прокладываемые в земле;

контрольно-измерительные пункты, электрические перемыч­ки;

защитные заземления установок электрохимзащиты и трансформаторного пункта;

изолирующие фланцы.

6.1.8. При осмотре и промежуточной приемке скрытых работ проверяют:

соответствие выполненных работ проекту;

качество применяемых материалов, деталей, конструкций;

качество выполнения строительно-монтажных работ.

6.1.9. В производство допускают материалы и изделия толь­ко при наличии сертификатов, паспортов или других сопрово­дительных документов от заводов-поставщиков. При неполных сертификатных данных или отсутствии сертификатов изделия можно применять только после проведения испытаний и иссле­дований, подтверждающих их соответствие требованиям стан­дартов или технических условий.

6.1.10. При этом осуществляется входной контроль труб и де­талей, поступающих для строительства трубопровода, в объеме, установленном техническими условиями. Проверяется наличие и содержание маркировки.

6.1.11. В каждой партии труб (выборочно, но не менее двух труб) подвергают контролю механические свойства металла в объеме, предусмотренном техническими условиями на трубы.

6.1.12. При резке труб на каждый вновь образованный конец наносят маркировку предприятия - поставщика труб (номер партии и марку стали) и заверяют клеймом ОТК предприятия - изготовителя сборочных единиц. В месте реза измеряют наруж­ный диаметр и толщину стенки трубы.

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

 

 

 

Таблица 6.3

 

Зоны безопасности при гидравлических

испытаниях трубопроводов

 

 

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 DD - изменение давления, кгс/см²; Dt - изменение темпе­ратуры, град.; b_t - коэффициент температурного расширения воды, 1/град.; a - 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; d  - толщина стенки трубы, мм.

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

Коэффициент b_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.

7.1.5. Если проходное давление выходит за пределы измене­ний, указанные в регламенте, то это свидетельствует о неполад­ках в работе системы:

а) если давление превышает установленное регламентом для данной точки системы сбора, то это свидетельствует или о про­изведенных переключениях, не предусмотренных регламентом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах за дан­ной точкой, появившихся в результате отложений парафина, пес­ка, неисправности или перекрытия запорной арматуры;

б) если давление менее установленного регламентом, то это также может быть следствием выполненных переключений, но может быть следствием потери герметичности трубопровода пе­ред или за данной точкой системы.

7.1.6. Во всех случаях изменения давления в трубопроводе обслуживающий персонал должен немедленно доложить диспет­черу, выяснить причину этих изменений и устранить ее при не­обходимости.

 

7.2. Очистка трубопроводов от парафина,

воды и механических примесей

 

7.2.1. Организация и проведение очистки трубопровода долж­ны включать в себя следующие основные технологические опе­рации:

оценку состояния внутренней полости трубопровода и опре­деление необходимости очистки;

определение вида отложений в промысловых трубопроводах и состава загрязнений в местах скоплений в газопроводах для выбора технического средства и технологии очистки;

обоснование периодичности очисток промыслового трубопровода или его участка, а также метода очистки (механической, химической, термической и комбинированной);

производство работ по очистке трубопровода;

оценку и регистрацию результатов очистки.

7.2.2. Оценка состояния внутренней полости трубопровода, определение вида отложений в трубопроводе, обоснование периодичности очисток трубопровода проводятся на основании дан­ных контрольной очистки, которая проводится перед введением в практику эксплуатации трубопровода регулярной очистки.

7.2.3. Методы и сроки очистки определяются по фактическо­му состоянию участков трубопровода.

Если целью очистки полости трубопровода является восста­новление его гидравлического сопротивления, то процесс очист­ки выполняют при:

 

 

где DP_n - фактический перепад давления на данном участке трубопровода в анализируемый период времени, МПа; DP₀ - теоретический перепад давления при заданном режиме работы на данном участке трубопровода, МПа.

Если целью очистки является удаление осадков, способству­ющих интенсификации коррозионных процессов, то очистку вы­полняют по мере необходимости, исходя из данных и опыта экс­плуатации.

7.2.4. Очистка полости трубопроводов при их эксплуатации должна выполняться специально подготовленным персоналом по инструкциям, разработанным производственным объединени­ем. Инструкции должны предусматривать: организацию работ по пропуску очистных устройств, технологию пуска и приема очистных устройств, методы и средства контроля за прохожде­нием очистных устройств, требования безопасности и противо­пожарные мероприятия.

7.2.5. Выбор очистных устройств проводится по их техниче­ским характеристикам с учетом конструкции конкретного тру­бопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений.

Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители: шаровые (РШ); манжетные (РМ-ПС), очистные поршни (ОПРМ), разде­лители с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические (ДЭК, ДЭК-РЭМ) и др.

Очистные скребки универсальны в применении, обеспечива­ют высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные (ЩС, ЩСП), гибкие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС), скребки многоцелевые рессорные (СМР) и др.

7.2.6. Пропуск очистного устройства допускается при скоро­стях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспе­чиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов и 4-7 м/с - для газопроводов.

7.2.7. Для удаления воды и конденсата газопровод должен быть оборудован дренажными устройствами или конденсатосборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скоп­ления.

Конденсатосборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости, а также возможна перекачка конденсата насосом в ближайший нефтепровод.

Наземная часть конденсатосборника помещается в кожухе с запирающимся устройством для исключения доступа посторон­них лиц.

7.2.8. Для размыва и выноса образовавшихся скоплений из трубопровода потоком транспортируемой жидкости необходимо увеличить скорость перекачки выше выносной скорости потока, определяемой экспериментально.

7.2.9. Сооружения для сбора, хранения и утилизации выно­симых из трубопровода загрязнений и их ограждения должны быть исправными и исключать доступ посторонних лиц, на огра­ждениях должны вывешиваться предупредительные плакаты и знаки.

7.2.10. Очистка полости трубопровода должна выполняться по инструкциям, утвержденным главным инженером нефтегазодобывающего управления (НГДУ) при наличии наряда-допуска и под руководством ответственного работника цеха добычи неф­ти и газа (ЦДНГ). Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с диспетчером центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) НГДУ.

7.2.11. Инструкция на проведение очистки полости трубопро­вода должна предусматривать: организацию очистных работ; технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры); методы и средства устранения отказов оборудования; требования техники безопасности и про­тивопожарные мероприятия; вопросы утилизации вынесенных при очистке загрязнений.

7.2.12. Приказом по управлению из состава ИТР назначаются ответственные по постам за безопасное проведение работ по пус­ку и приему очистных устройств, определяются составы бригад, закрепленные за постами, с указанием фамилий и должностей.

7.2.13. Переключение технологических линий при пуске, при­еме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатаци­онным персоналом по указанию руководителя работ.

7.2.14. Руководитель работ проводит инструктаж на рабо­чих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и прие­ме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале в соответствии с пп. 10.24-10.28.

7.2.15. Очистное устройство разрешается пускать при нали­чии наряда-допуска, оформленного в соответствии с пп. 10.24-10.28, устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой управле­ния, журнала регистрации данных по проведению работ.

7.2.16. Во время проведения очистных работ категорически запрещаются:

проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охран­ной зоне трубопровода;

присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, линейных задвижек или кранов очищаемого участка трубопро­вода лиц, не участвующих в проведении очистных работ; переезд трассы трубопровода транспортом и механизмами.

7.2.17. Все виды очистки трубопроводов сопровождаются соответствующими записями в журналах технического обслужи­вания.

 

7.3. Уход за трассой трубопроводов.

Технический коридор. Патрульная служба.

Связь

 

7.3.1. Трасса подземных промысловых трубопроводов опреде­ляется направлением и размерами технического коридора. Под техническим коридором трубопроводов понимается групповая упорядоченная укладка трубопроводов одинакового и различного назначений.

7.3.2. Трасса подземных трубопроводов через каждый кило­метр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5-2 м. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер телефона эксплуатирующей орга­низации.

7.3.3. Закрепительные знаки должны быть также установле­ны на переходах через естественные и искусственные препят­ствия. Двумя знаками, по одному с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:

пересечения автомобильных дорог I . . . III категорий;

переходы через крупные овраги при ширине более 50 м;

переходы через каналы;

переходы через реки с шириной зеркала воды в межень более 10 м.

7.3.4. На обоих берегах перехода шириной в межень более 100 м должны быть установлены реперы, к которым произво­дится высотная привязка по результатам промеров при каждом обследовании перехода. Реперы должны быть установлены в не­затопляемой зоне с гарантией их сохранения при возможных раз­рушениях берегов и повреждениях при ледоходе.

При ширине реки до 100 м допускается установка одного ре­пера.

7.3.5. С целью обеспечения надежности подводных переходов через судоходные и сплавные водные пути необходимо вести кон­троль за деформацией берегов в створе переходов, изменением русловой части водоема и относительным положением трубопро­вода.

7.3.6. Арматура на нефтепроводах должна иметь площадки обслуживания, ограждения и надписи с номерами согласно опе­ративной схеме, указатели направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: "Закры­то" и "Открыто".

7.3.7. К любой точке трассы промысловых трубопроводов (ПТ) должна быть обеспечена возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выпол­нения ремонтных работ, при этом должны максимально исполь­зоваться дороги общего пользования. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего трубопро­вод, должны находиться не ближе 10 м от оси трубопровода.

Крутые склоны должны быть спланированы, через ручьи и речки при отсутствии переезда сооружены мосты для прохожде­ния техники.

7.3.8. Трасса несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода должна периодически расчи­щаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожар­ном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы ширина послед­ней определяется "Правилами устройства электроустановок".

7.3.9. Для защиты траншеи от размыва и оголения необходи­мо предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград.

Развивающиеся овраги и промоины, расположенные в охран­ной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

7.3.10. Для трубопроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги, ручьи, обязательно устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

7.3.11. При пересечении трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматри­вать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобно­го материала) перемычки, предотвращающие распространение веды по траншее и размыв трубопровода.

7.3.12. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения трубопроводов, указанная в п. 3.1.21 настоящего документа.

Фактическая глубина заложения должна контролироваться:

визуально - 2 раза в год (весной, осенью);

трассоискателем или шурфованием - 1 раз в 3 года;

на пахотных землях — 1 раз в год.

7.3.13. Для ухода за трассой, периодического осмотра трассы и сооружений трубопроводов, выявления утечек нефти и других нарушений и неисправностей, контроля за состоянием перехо­дов через естественные и искусственные преграды должна быть создана патрульная служба.

7.3.14. При необходимости и экономической целесообразности для указанных целей может быть применено воздушное па­трулирование.

7.3.15. Связь патрульной службы с диспетчером цеха, НГДУ осуществляется посредством носимой или мобильной радиостан­ций.

 

7.4. Охранные зоны. Знаки безопасности

 

7.4.1. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов частично или полностью подготовленной нефти должны быть установле­ны охранные зоны по аналогии с магистральными трубопрово­дами в соответствии с "Правилами охраны магистральных тру­бопроводов":

вдоль трасс трубопроводов - в виде участка земли, ограни­ченного условными линиями, находящимися в 50 м от оси тру­бопровода с каждой стороны;

на землях сельскохозяйственного назначения охранная зона ограничивается условными линиями, проходящими в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

вдоль подводных переходов трубопроводов - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключен­ного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.

7.4.2. В охранных зонах трубопроводов должны быть преду­смотрены плакаты с запретительными надписями против вся­кого рода действий, которые могут нарушить нормальную экс­плуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в том числе запрещающие:

перемещать и производить засыпку и поломку опознаватель­ных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных пунктов;

открывать калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений; узлов линейной армату­ры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смо­тровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать или включать сред­ства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;

устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;

разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропуск­ные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию от аварийного разлива транспортируемого продук­та;

бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, ло­патами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

7.4.3. В охранных зонах трубопроводов сторонними организа­циями без письменного согласия организации, их эксплуатиру­ющей, запрещается:

возводить любые постройки и сооружения;

высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содер­жать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;

сооружать проезды и переезды через трассы трубопроводов, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды.

На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допуска­ется:

устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, вы­полняемых при ремонте и реконструкции по плану производства работ, утвержденному руководителем предприятия;

производство мелиоративных земляных работ, сооружение оросительных и осушительных систем;

производство всякого рода горных, строительных, монтаж­ных, взрывных работ, планировка грунта;

производство геологосъемочных, поисковых, геодезических и других изыскательских работ, связанных с устройством сква­жин, шурфов и взятием проб грунта.

7.4.4. Приказом по предприятию назначается лицо, ответ­ственное за эксплуатацию трубопровода, в обязанности которо­го входит внесение всех изменений, касающихся строительства объектов в охранной зоне, пересечений с трубопроводами и ком­муникациями другого назначения и конструктивных изменений объектов трубопроводов в процессе ремонта и реконструкции в исполнительную документацию.

7.4.5. На трассе трубопровода должны быть установлены зна­ки безопасности. Сигнальные цвета и знаки безопасности пред­назначены для привлечения внимания к непосредственной опас­ности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безо­пасности, а также для необходимой информации.

7.4.6. ГОСТ 12.4.026-76 устанавливает четыре группы знаков безопасности (запрещающий, предупреждающий, предписываю­щий, указательный), регламентирует назначение и порядок их применения.

7.4.7. Места расположения знаков безопасности, их номера и размеры, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности устанавливает руководство предприятия по согласованию с соответствующими органами государственного надзора.

7.4.8. Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены. Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекая внимания работающих, и сами по себе не предста­вляли опасности.

7.4.9. Предупреждающие сигнальные знаки должны быть установлены по обеим сторонам охранной зоны на подводных переходах в соответствии с требованием Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси трубопровода и подводного кабеля и должны соответствовать ГОСТу.

7.4.10. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопровода с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Госавтоинспекции:

на переходах через реки - на границе охранной зоны трубо­провода, но не ближе 100 м от оси;

на пересечениях с автодорогами I, II, III класса - на рассто­янии 300 м от оси трубопровода;

на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси.

7.4.11. Предупредительные знаки, означающие: "Остановка транспорта запрещена", и другие подобного содержания долж­ны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремон­тируемых участков, мест размыва и т. п.

7.4.12. На местах и участках, являющихся временно опасны­ми, следует устанавливать переносные знаки безопасности и вре­менные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов (в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76).

 

7.5. Техническое обслуживание

и ремонт трубопроводов

 

7.5.1. Наружный осмотр трубопроводов

 

7.5.1.1. При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала являет­ся наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли.

7.5.1.2. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством НГДУ в зави­симости от местных условий, сложности рельефа трассы, време­ни года и срока эксплуатации в соответствии с графиком, утвер­жденным главным инженером.

Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бед­ствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса транспортируемого продук­та.

При обходах, объездах и облетах должны соблюдаться соответствующие правила безопасности.

7.5.1.3. При осмотре трассы должно быть обращено особое внимание на:

выявление возможных утечек нефти по выходу на поверх­ность;

выявление и предотвращение производства посторонних ра­бот и нахождение посторонней техники;

выявление оголений, размывов, оползней, оврагов и т. п.;

состояние подводных переходов через реки, ручьи, овраги;

состояние воздушных переходов через различные препят­ствия;

состояние пересечений с железными и автомобильными доро­гами;

появление неузаконенных переездов;

состояние вдольтрассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооруже­ний, вдольтрассовых дорог, указательных знаков).

7.5.1.4. При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая кре­пеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренаж­ных устройств, компенсаторов, опорных конструкций) следует обращать внимание:

на показания приборов, по которым осуществляется контроль за давлением в трубопроводе;

герметичность незаглубленных участков трубопроводов, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений на запорной арматуре, воздушных переходов через реки, ручьи, овраги;

утечки транспортируемой продукции из кожухов пересечений с железными и автомобильными дорогами.

7.5.1.5. Результаты осмотров должны фиксироваться в вах­тенном журнале.

7.5.1.6. Трубопроводы должны подвергаться, кроме требова­ний, указанных в пп. 7.5.1.1-7.5.1.5, контрольному осмотру спе­циально назначенными лицами не реже одного раза в год. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов.

7.5.1.7. При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено:

состоянию зон выхода трубопроводов из земли;

состоянию сварных швов;

состоянию зон возможного скопления пластовой воды, конден­сата, твердых осадков;

состоянию фланцевых соединений; правильности работы опор;

состоянию и работе компенсирующих устройств;

состоянию уплотнений арматуры;

вибрации трубопроводов;

состоянию изоляции и антикоррозионных покрытий;

состоянию гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фасонных деталей.

7.5.1.8. При контрольном осмотре наружный осмотр выкид­ных линий скважин, нефтесборных коллекторов трубопроводов с частично подготовленной нефтью, нефтепроводов, газопроводов, водоводов низкого и высокого давления проводится путем вскры­тия и выемки грунта, снятия с трубопровода изоляции на длине 2 м. Наиболее подверженные коррозии участки устанавливаются службой технического надзора НГДУ из расчета два участка на 1 км длины трубопровода, но не менее одного участка на каждый трубопровод (одного диаметра).

7.5.1.9. Контрольные осмотры трубопроводов, проложенных на эстакадах, допускается проводить без снятия изоляции. Од­нако при наличии каких-либо сомнений в состоянии стенок или сварных швов трубопроводов (наружные потеки, отслаивание или вздутие изоляции) изоляция должна быть полностью или частично удалена по указанию работника отдела технического надзора.

7.5.1.10. Контрольные осмотры трубопроводов, подвержен­ных вибрации, их опор, эстакад, фундаментов должны прово­диться в зависимости от конкретных условий и состояния тру­бопроводов с замером уровня вибрации и устанавливаться тех­ническим руководством предприятия, но не реже одного раза в 6 месяцев. Выявленные дефекты подлежат немедленному устра­нению.

7.5.1.11. Контрольный осмотр трубопроводов, проложенных в непроходных каналах или бесканально, приурочивается к проведению ревизии этих трубопроводов.

7.5.1.12. При контрольных осмотрах трубопроводов необходи­мо замерять толщину стенок труб и глубину язв на теле труб и в сварных швах (внутренняя коррозия) с помощью ультразвуко­вого или радиоизотопного толщиномера.

7.5.1.13. Если при контрольных осмотрах трубопровода обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в нем должно быть снижено до атмосферного, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

Если для устранения дефекта необходимо проведение огневых работ, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к про­изводству ремонтных работ в соответствии с указаниями "Ти­повой инструкции по организации безопасного проведения огне­вых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах" (утв. Госгортехнадзором России) и дефекты устранены.

За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответ­ственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.5.1.14. Если при контрольном осмотре трубопровода будут обнаружены значительные дефекты или признаки интенсивной коррозии, регламентируемые разделом 7.5.4, все трубопроводы, находящиеся на данном объекте со сходными коррозионными средами и условиями эксплуатации, подлежат дополнительному досрочному осмотру.

7.5.1.15. Дополнительному досрочному осмотру подверга­ются трубопроводы при обнаружении повышенной скорости коррозии по образцам-свидетелям или с помощью зонда-коррозиметра.

7.5.1.16. Результаты контрольных осмотров и замеров тол­щин стенок всех трубопроводов должны фиксироваться в документах соответствующих служб технического надзора и вно­ситься в паспорт трубопроводов.

7.5.1.17. По результатам осмотров и замеров дается заключе­ние о состоянии трубопроводов. Если обнаружено, что толщина стенки труб или другой детали под действием коррозии или эро­зии уменьшилась сверх допустимой (см. раздел 7.5.4), возмож­ность дальнейшей работы трубопровода должна быть провере­на расчетом. При наличии на поверхности металла или в зонах сварных швов трещин, вздутий, язв, раковин должна быть про­ведена выборочная ревизия этого трубопровода.

 

7.5.2. Ревизия трубопроводов

 

7.5.2.1. Основным методом контроля за надежной и безопас­ной работой выкидных линий скважин, нефтесборных коллек­торов, технологических трубопроводов, трубопроводов подгото­вленной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопро­водов являются периодические ревизии, при которых проверяет­ся состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Ревизии проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками цехов.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состоя­ния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

7.5.2.2. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубо­проводов устанавливаются администрацией предприятия в за­висимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с уче­том опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результа­тов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспе­чивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопрово­дов в период между ревизиями (табл. 7.1).

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопро­водов необходимо производить не позднее чем через 1 год.

Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.

7.5.2.3. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора и утверждает главный инженер НГДУ. При этом следует намечать участки минимальной протяженно­сти, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скопле­ний пластовой воды, расслоенные режимы течения, низкие ско­рости, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.

 

Таблица 7.1

 

Периодичность ревизии трубопроводов

 

 

7.5.2.4. Приступать к ревизии следует только после выпол­нения необходимых подготовительных работ, предусмотренных "Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспорти­ровании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышлен­ности". На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщинометрию.

7.5.2.5. При ревизии намеченного участка трубопровода необ­ходимо:

освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;

провести тщательный наружный осмотр;

провести (по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии флан­цевых и других разъемных соединений осуществляется посред­ством разборки этих соединений; при цельносварном трубопро­воде производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, при­способленным для работ в особо тяжелых условиях);

простучать молотком (при отсутствии изоляции) и проме­рить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в несколь­ких местах, наиболее подверженных износу;

при возникновении сомнений в качестве сварных швов про­изнести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;

проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасон­ных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;

разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзо­ра) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и из­мерить резьбовыми калибрами;

проверить состояние и правильность работы опор, крепеж­ных деталей и выборочно - прокладок;

испытать трубопровод в случаях производства на нем ре­монтных работ;

объемы работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора.

7.5.2.6. Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба техническо­го надзора.

7.5.2.7. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода (прил. 1) и сопоставляют с первоначальными данными (приемки после монтажа или результатами предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии (прил. 3). Акт ревизии утвержда­ет главный механик НГДУ. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.

7.5.2.8. При выявленном в результате ревизии неудовлетво­рительном состоянии участка трубопровода дополнительно ре­визии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое.

7.5.2.9. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возмож­ность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом.

7.5.2.10. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена гене­ральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.

7.5.2.11. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетвори­тельных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбра­ковываются.

7.5.2.12. Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами безопасности (см. разде­лы 7, 8 настоящих Правил).

7.5.2.13. Все участки трубопроводов, подвергавшиеся разбор­ке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность в соответствии с разделом 7.5.5.

 

7.5.3. Диагностика промысловых трубопроводов

 

7.5.3.1. В процессе эксплуатации и при ремонтах промысло­вых трубопроводов необходимо проводить диагностику их тех­нического состояния.

7.5.3.2. Вид и объем диагностических обследований ПТ опре­деляет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследования аварийных образцов.

7.5.3.3. Диагностические обследования ПТ проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоско­пии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания (БПО) или может привлекать­ся и со стороны.

7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руко­водством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:

 

одного раза в год    - для трубопроводов I категории:

одного раза в 2 года            —”—                II категории;

одного раза в 4 года            —”—                III категории;

одного раза в 8 лет              —"—               IV категории.

 

Срок последующего контроля должен уточняться в зависимо­сти от результатов предыдущего контроля.

7.5.3.5. Оценка состояния контролируемого участка ПТ мо­жет осуществляться одним или несколькими методами техни­ческой диагностики, классифицированными ГОСТ 18353-87, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными метода­ми контроля внутрипромысловых трубопроводов являются:

 

ультразвуковой (ГОСТ 14782-86);

радиографический (ГОСТ 7512-82);

акустический (ГОСТ 20415-82).

 

В качестве вспомогательного метода контроля можно исполь­зовать магнитопорошковый метод (ГОСТ 21105-87).

7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок примене­ния методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.

7.5.3.7. Работы по диагностике внутрипромысловых трубо­проводов должны выполняться с применением портативных при­боров неразрушающего контроля, передвижных лабораторий де­фектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.

7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля с помощью приборов: УТ-93П, УТ-96, ЛП-1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.

7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состо­яния внутренней поверхности трубопроводов методом ультраз­вуковой толщинометрии следует руководствоваться РД "Про­гнозирование максимальной глубины коррозии и времени до по­явления сквозных повреждений трубопроводов по данным ульт­развуковой толщинометрии".

Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется пу­тем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработ­ки результатов измерений. Работы выполняются в следующей последовательности:

выделение на обследуемом трубопроводе границ одно­родных по условиям коррозии участков в соответствии с СТП 51.00.021-85;

определение мест расположения на однородных по условиям коррозии участках контрольных отрезков, ис­ходя из условий их доступности и равномерности рас­положения в пределах однородного участка. В среднем один контрольный отрезок длиной 3,5-4 м должен при­ходиться на 500 м контролируемого участка трубопро­вода;

подготовка к проведению измерений, включающая удаление изоляции на контрольных отрезках трубопро­водов наземной и надземной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;

проведение измерений и обработка результатов;

восстановление изоляции и засыпка шурфа. На тру­бопроводах наземной и надземной прокладки и незаглу­бленных участках подземных трубопроводов рекоменду­ется обустроить контрольные отрезки для периодиче­ского измерения толщин стенок;

графики проведения обследований должны соста­вляться службой технического контроля предприятия и утверждаться его руководителем;

результаты обследования и прогнозирования должны заноситься в паспорт трубопровода.

7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств ме­талла элементов трубопровода следует использовать электро­магнитные структуроскопы (МФ-32 КЦ и им подобные).

7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопро­водах следует использовать акустический метод контроля (при­бор НЗЭ002).

7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить толь­ко в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.

7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образца­ми, изготовленными в соответствии с рекомендациями по при­менению методов контроля.

7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покры­тий внутрипромысловых трубопроводов следует проводить в со­ответствии с ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные маги­стральные. Общие требования к защите от коррозии", применяя прибор УКИ-1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шур-фованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных тех­нической службы НГДУ.

7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по ниж­ней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7-10 мм.

7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвен­ной коррозии — в случае выхода продукта в другом месте.

При обнаружении коррозионного поражения в контролируе­мой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.

7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутрипромысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполнен­ные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуго­вой сваркой плавлением, следует контролировать радиографиче­ским и ультразвуковым методами. Эти же методы используют­ся при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).

7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после ви­зуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвер­гается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.

7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного со­единения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).

7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД-70, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (напри­мер, типа КД-33Л).

7.5.3.21. Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА-1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА-01, 02 и др.).

7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК-66ПМ, УД-11ПУ, УД2-12, УД2-17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД-10УА и УД-11УА.

7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей-преобразователей ДП 100-275С, ДП 100-325С.

7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом кон­троле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диа­метру и толщине труб, сваренных в трубопровод.

7.5.3.25. При оценке разности твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ-1, МФ31КЦ.

7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформ­ление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД 39-0147014-555-89.

7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутрипромысловых трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно про­верены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.

7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуще­ствляется специально подготовленными дефектоскопистами, ко­торые должны иметь соответствующие удостоверения и про­ходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить пе­риодическую проверку.

7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал - первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение - конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устана­вливается технической службой НГДУ.

В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:

наименование трубопровода;

номер испытательной схемы (координаты контроли­руемого участка);

диаметр, толщина стенки трубопровода, марка ста­ли;

год ввода в эксплуатацию;

тип изоляционного покрытия;

наличие ЭХЗ;

режим работы трубопровода;

тип и заводской номер прибора;

вид документации, по которой проводился контроль;

параметры контроля;

тип стандартного образца для настройки прибора;

координаты и характеристики обнаруженных дефек­тов;

оценка качества контролируемого объекта;

даты проведения контроля и выдачу заключения;

фамилия и подпись дефектоскописта;

фамилия и подпись руководителя контрольной служ­бы.

 

7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов

 

7.5.4.1. Трубы и детали трубопроводов подлежат отбраковке в следующих случаях.

А. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достиг­ла величины, определяемой по формулам:

 

 при

 

  при

 

где d_отб - толщина стенки трубы или детали трубопровода, м, при которой они должны быть изъяты из эксплуатации; Р — рабочее давление в трубопроводе, Па; Дн - наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м; п - коэффициент перегруз­ки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2; R₁ -расчет­ное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов, Па, определяемое по формуле:  a -коэффициент несущей способности; a = 1 для труб, кониче­ских переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных a = 1,3 при отношении радиуса гиба трубы R к наружному диаметру Дн = 1; a = 1,15 при  a = 1,0 при  и более;  - нормативное сопротивление, рав­ное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответ­ствующие виды труб, Па (табл. 7.2);  — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па (табл. 7.2); m₁ -коэффициент условий работы материала труб при разрыве, рав­ный 0,8; m₂ -коэффициент условий работы трубопровода, вели­чина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов -0,6; для инертных газов (азот, воздух и т. п.) или токсич­ных, взрывоопасных и горючих жидкостей -0,75; для инертных жидкостей -0,9; m₃ -коэффициент условий работы матери­ала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1; k₁ -коэф­фициент однородности материала труб: для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k₁ = 0,8, для сварных труб из углеродистой и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k₁ = 0,85.

 

Таблица 7.2

 

Механические характеристики

трубопроводных сталей