Наружной поверхности трубопровода

Требования к очистке

Вид противокорро­зионного покрытия	Степень очистки стальной поверхности	Характеристика очищенной поверхности
Ленточные (холод­ного нанесения)		Не более чем на 5 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины, точки ржавчи­ны, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пла­стины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины
Битумно-мастичные, пластобитные и анти­коррозионные смазки		Не более чем на 10 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины и ржавчи­ны, видимые невооруженным глазом; три перемещении на поверхности прозрачной пла­стины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30 % площади пластины

7.5.6.9. Под битумно-мастичные, пластобитные и ленточные покрытия холодного нанесения плотное консервационное покры­тие, прочно связанное с трубой, не снимается, если оно не снижа­ет адгезионных свойств наносимой изоляции; труба должна очи­щаться лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины; после очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.

7.5.6.10. Поверхность трубопровода, имеющая острые высту­пы, заусенцы, задиры, брызги металла и шлака, должна быть опилена и зачищена.

7.5.6.11. При выполнении работ по очистке трубопровода пе­ред нанесением изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.

7.5.6.12. Запрещается применять химические, огневые спосо­бы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся сня­тием металлической стружки с поверхности трубопровода.

7.5.6.13. В зависимости от вида, размеров и взаимного распо­ложения дефектов собственно трубопровода выбирают один из следующих методов ремонта трубопроводов: зачистка поверхно­сти трубы, шлифовка; заварка (наплавка) коррозионных повре­ждений; приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт), бандажирование; замена катушки, трубы или плети.

7.5.6.14. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изо­ляцией производятся в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10 % минимальной толщины стенки трубы.

7.5.6.15. Заварка коррозионных повреждений допускается в следующих случаях:

если максимальный размер (диаметр, длина) дефекта не пре­вышает 20 мм;

остаточная толщина трубы в месте повреждения не менее 5 мм;

расстояние между смежными повреждениями не менее 100 мм.

Разрешается заварка коррозионных повреждений трубопро­водов, транспортирующих частично подготовленную нефть, то­варную нефть и пластовую воду (жидкостные потоки без газо­вых включений) под давлением в соответствии с РД 39-0147103-360-89.

7.5.6.16. В случае невыполнения указанных ограничений и обнаружения групповых повреждений, свищей, трещин длиной до 50 мм, а также сплошной коррозии допускается применение на­кладных усилительных элементов (заплат, муфт), которые мо­гут служить только как временные средства устранения утечек продукта и в дальнейшем должны быть вырезаны и отремонти­рованы вваркой катушки.

7.5.6.17. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглыми. Размер запла­ты (без технологических сегментов) вдоль трубы а допускается в пределах: 100 мм £ а £ 150 мм. При этом радиус Закругления заплат r должен быть равен 0,5а.

Если используются заплаты с размерами больше указанных, то должны применяться технологические сегменты. Технологи­ческие сегменты должны устанавливаться на трубопроводе и охватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 7.1.

Рис. 7.1. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами: 1 — заплата; 2 — технологические элементы; 3 — труба; 4 — прокладка

7.5.6.18. При применении муфты без технологических колец длина ее допускается в диапазоне: 150 мм £ а £ 300мм.

При длине муфты более 300 мм и диаметре трубопровода бо­лее 377 мм используются технологические кольца.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольца­ми дана на рис. 7.2. Длина технологических колец должна со­ставлять 0,2Dвн (Dвн — внутренний диаметр).

7.5.6.19. Размер заплаты или муфты выбирается таким, что­бы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее чем на 20 мм по периметру. Муфты, технологические кольца и сегмен­ты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты, колец и сегментов должен быть равномер­ным по продольному направлению и лежать в интервале от 2 до 3,5 мм. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.

7.5.6.20. Заплаты, хомуты, муфты, технологические кольца, сегменты и катушки должны быть изготовлены из трубы, меха­нические свойства, химический состав и толщина стенки кото­рой такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.

7.5.6.21. Врезка катушек, замена труб и плети должны про­изводиться при обнаружении:

трещин, свищей и механических повреждений (вмятин, гофр, рисок, царапин, задиров, забоин), если их размеры превыша­ют значения, допустимые строительными нормами и правилами (см. раздел 7.5.4);

трещин длиной более 500 мм в сварном шве или в основном металле трубы;

разрывов кольцевого (монтажного) шва;

разрывов продольного (заводского) шва и металла трубы;

вмятин глубиной более 3,5 % диаметра трубы;

вмятин любых размеров при наличии на них царапин, зади­ров и свищей;

царапин, задиров и забоин глубиной более 5 мм.

7.5.6.22. Ремонт по каждому линейному объекту производится согласно годовому графику планово-предупредительных работ (ППР), который утверждается главным инженером НГДУ.

7.5.6.23. График ППР разрабатывается на основе титульных списков капремонта, плана-графика очистки внутренней поло­сти ПТ, дефектных ведомостей, результатов обследования ли­нейной части, включая подводные переходы.

Рис. 7.2. Схема монтажаи сборки муфты с технологическими кольцами:

1 — технологическое кольцо; 2 — полумуфта; 3 — поперечный строительный шов; 4 — монтажные швы; 5 — продольные заводские швы; 6 — нефтепро­вод;

7 — стенка нижней полумуфты; 8 — стенка верхней полумуфты; 9 — прокладка толщиной 1-2мм

7.5.6.24. Текущий ремонт линейных сооружений выполняет­ся силами и средствами аварийно-восстановительных бригад (АВБ) с привлечением при необходимости специальных подраз­делений и служб.

7.5.6.25. Капитальный ремонт ПТ выполняется силами и средствами ремонтно-строительных подразделений НГДУ и сто­ронних специализированных организаций.

7.5.6.26. Огневые работы при ремонте линейных сооружений промысловых трубопроводов должны выполняться в соответ­ствии с действующими "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах на­родного хозяйства", "Правилами пожарной безопасности в неф­тяной промышленности".

7.5.6.27. В цехе по ремонту трубопроводов должен вестись строгий учет технического обслуживания и ремонтов внутри-промысловых трубопроводов на закрепленных участках по ме­сяцам.

7.5.6.28. План организации ремонтных работ составляется в произвольной форме и включает:

наименование объекта, места проведения работ, даты, время их начала и окончания;

краткие технические и конструктивные требования к ремонтируемым (восстанавливаемым) элементам трубопроводно­го объекта;

указания о материальном обеспечении работ;

расстановку оборудования, механизмов, средств связи, охран­ных постов, пунктов отдыха и приема пищи, а также списочный состав персонала, участвующего в работе, с указанием фамилий и должностей лиц, ответственных за проведение работ;

порядок и последовательность осуществляемых переключе­ний (отключений, включений) участков трубопроводов, техно­логического оборудования, средств электрохимической защиты и др.;

подробную схему подлежащего ремонту узла (участков трубопроводов);

параметры испытаний отремонтированных узлов (участков трубопроводов).

7.5.6.29. Руководитель ремонтных работ несет ответствен­ность за организацию, обеспечение необходимым оборудованием, механизмами, инструментами, приспособлениями, КИПиА, ма­териалами, транспортными средствами, двусторонней телефон­ной или радиосвязью, СИЗ и средствами коллективной защиты, противопожарными и спасательными средствами, знаками безо­пасности и плакатами, а также средствами оказания доврачебной помощи.

7.5.6.30. Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных веществ в количестве, способном создать взрывоопасную концентрацию, необходимо выполнять с применением спе­цоборудования, инструмента (в том числе электрифициро­ванного), КИПиА и других средств во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрыво­опасной смеси, а также инструмента и приспособлений, не дающих искр.

7.5.6.31. На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, серти­фикаты), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.

7.5.7. Консервация, демонтаж трубопроводов

7.5.7.1. При временном прекращении эксплуатации трубопро­воды должны быть подвергнуты консервации.

7.5.7.2. На период консервации должна быть обеспечена за­щита от коррозии как наружной, так и внутренней поверхностей стенок трубопровода.

Для трубопроводов, подвергнутых временной консервации, должен быть соблюден режим охранной зоны.

7.5.7.3. На период временной консервации трубопровод запол­няется консервантом (подготовленной нефтью, ингибированной водой).

7.5.7.4. Для предотвращения утечек консерванта трубопро­вод должен быть отсечен от остальной системы трубопроводов концевыми заглушками. Часть консерванта, определяемая рас­четом, из трубопровода должна быть выпущена перед установ­кой концевых заглушек для предотвращения разрушения его ча­стей при термическом расширении консерванта при изменении его температуры. Секущие задвижки, установленные на трубо­проводе, должны быть приоткрыты на 1/4-1/2 оборота штур­вала для обеспечения выравнивания давления в различных его частях путем перетока продукта при его неравномерном нагре­вании в трубопроводе.

7.5.7.5. За трубопроводом, находящимся в консервации, долж­но быть установлено постоянное наблюдение:

а) в первые 10 дней после консервации необходимо ежеднев­но проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц;

б) периодически, но не реже одного раза в месяц, следует из­мерять давление консерванта.

7.5.7.6. После технико-экономического обоснования целесообразности замены или прекращения существования трубопровод, превысивший срок амортизации, подлежит демонтажу.

7.5.7.7. К демонтажу трубопровода организация, проводящая работы, имеет право приступить только после приемки трубо­провода или его участка по акту и получения всей необходимой технической документации от заказчика.

7.5.7.8. Способы и схемы проведения демонтажа устанавли­ваются проектом.

7.5.7.9. Специальный проект на демонтаж составляется за­казчиком и строительно-монтажной организацией по каждому трубопроводу с учетом местных условий и согласовывается с проектной организацией.

7.5.7.10. К проекту на демонтаж трубопровода прилагается пояснительная записка, которая должна содержать следующие разделы:

общие данные о техническом состоянии трубопровода и благоприятное время года для его демонтажа;

порядок и методы производства демонтажа линейной части трубопровода по отдельным видам работ;

объем работ, сметная стоимость работ, общая трудоемкость в человеко-днях;

потребность в рабочих основных специальностей;

применяемые при демонтаже механизмы;

транспортная схема и схема расположения площадок под складирование труб вдоль трассы;

мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожар­ной безопасности при демонтажных работах в целом;

мероприятия по охране окружающей среды.

7.5.7.11. Подготовительные работы на трассе демонтируемых трубопроводов должны технологически увязываться с общим по­током работ по техническому обслуживанию и ремонту трубо­проводов.

7.5.7.12. Перед тем как приступить к демонтажу, необходимо:

обследовать трассу и определить на местности условия про­изводства работ и места подъезда к трассе;

уточнить разбивку трасс демонтируемого трубопровода, ЛЭП, линий связи и мест расположения подземных и наземных сооружений, пересекаемых трассой демонтируемого трубопрово­да;

убедиться, что демонтируемый трубопровод отсечен от сети;

восстановить и закрепить указатели осей трубопровода;

расчистить полосу над демонтируемым трубопроводом от пней, валунов, отдельных деревьев и завалов, обеспечив тем са­мым беспрепятственное продвижение техники с закрепленным к ней извлекающим трубопровод из земли устройством;

подготовить временные приобъектные площадки под склади­рование и погрузку извлеченного, порезанного на секции трубо­провода.

7.5.7.13. При разбивке следует соблюдать следующие требо­вания:

установить на поверхности земли специальные знаки на пересечениях трубопроводов с существующими подземными коммуникациями;

обозначить углы поворота трассы вешками или привязать ее к постоянным объектам на местности. Вешки устанавливаются на прямолинейных участках трубопроводов на расстоянии 50 м друг от друга строго по оси трубопровода, а на участках с малой глубиной залегания или сильно пересеченным микрорельефом — через 25 м.

7.5.7.14. Глубину залегания (без вскрытия) и ось трубопрово­да определяют трассо- и трубоискателями типа ВТР-1УМ, ТИ-12 или УТ-3.

7.5.7.15. Перед демонтажем трубопровод должен быть опо­рожнен от газов и нефтепродуктов, а полость очищена от их капель и паров.

Значения взрывоопасных концентраций паров и газов приве­дены в табл. 7.6.

Таблица 7.6

Дата добавления: 2014-11-29