РД 39-132-94. 
3.2.

РД 39-132-94. 3.2.
Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ТУ 34-38-20190-94 - Горелки пылеугольные паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  РД 39-132-94 -> 

 

 

 

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, внепромысловые 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;

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге