РД 39-132-94 стр.7 Объект ревизии

 

— 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       DPn — 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

 

Объект ревизии

Периодичность ревизий трубопроводов по категориям

I

II

III

IV

Трубопроводы на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 4 года

Трубопроводы на расстоянии более 200 м от мест обслуживания людьми

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 4 года

Не реже одного раза в 8 лет

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *