РД 39-132-94. 
Предел взрываемости смеси

РД 39-132-94. Предел взрываемости смеси
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:
РД 34.10.126-94 - Инструкция по операционному контролю процессов сборки, сварки и термообработки

 

 

 

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

 

 

Газ, пары, жидкости

Предел взрываемости смеси

с воздухом, %

Природный газ

3,8¸24,6

Нефтяной газ

3,8¸24,6

Метан

4,8¸16,7

Пропан

2,0¸9,5

Бутан

1,5¸8,5

Пропан-бутан

1,5¸8,5

Бензиновая фракция нефти

0,7¸6,0

Керосиновая фракция нефти

1,4¸5,5

 

7.5.7.16. После получения разрешения на производство огневых работ можно приступать к подготовке трубопровода под демонтаж, а именно:

- разрезать на демонтируемые части с расчетом повторного использования годных труб;

- обрезать от части, расположенной в местах пересечения с другими трубопроводами, линиями связи, переходами через дороги и т. д.;

- освободить трубопровод от пригрузов при их наличии. Вывезти пригрузы из зоны производства работ в места складирования.

7.5.7.17. При резке трубопровод должен быть вскрыт не менее чем до половины, диаметра. В верхней части трубопровода вырезать технологический люк и через него произвести разрезание нижней части.

7.5.7.18. При использовании для резки труб энергии взрыва надлежит руководствоваться "Едиными правилами безопасности при взрывных работах".

7.5.7.19. После демонтажа трубопроводов запрещается оставлять выступающие над поверхностью земли трубы, незасыпанные выемки.

В случае вынужденно оставленных торчащих труб и незасыпанных выемок должны быть установлены предупредительные знаки (мигалки, и т. д.).

7.5.7.20. При демонтаже трубопроводов должна быть проведена техническая рекультивация всей территории ведения работ, уборка мусора, захоронение строительных остатков. При работах следует по возможности минимально сократить нарушения растительного покрова.

 

7.5.8. Обслуживание и ревизия арматуры

 

7.5.8.1. Запорная арматура промысловых трубопроводов является наиболее ответственным элементом коммуникаций. Поэтому в НГДУ и ЦДНГ должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного и тщательного надзора за ее исправностью, а также своевременным и качественным проведением ее ревизий и ремонта.

7.5.8.2. При применении запорной арматуры с сальниковым уплотнением шпинделя особое внимание обращается на состояние набивочного материала — на его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку.

Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТ 5152-77.

Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, используется при рабочих температурах не выше плюс 200°С.

Для температур выше плюс 200°С и давлений до 10 МПа можно применять прографиченную асбестовую набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

7.5.8.3. Сальниковая набивка запорной арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура должны быть нарезаны на оправке заготовки колец со скошенными под углом 45° концами.

Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку вразбежку линий разреза с уплотнением каждого кольца. Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6-1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм. Сальник следует подтягивать равномерно без перекосов грундбуксы. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя.

7.5.8.4. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом запорной арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры (прил. 33).

7.5.8.5. Запорную арматуру для создания плотности следует закрывать с нормальным усилием. Применение рычагов при открывании арматуры не допускается.

7.5.8.6. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, обратных клапанов, приводных устройств следует осуществлять во время ревизии трубопроводов, остановки агрегатов и установок на ремонт.

7.5.8.7. Ревизию, ремонт, отбраковку, испытание арматуры следует проводить в специализированных мастерских в объеме и порядке, предусмотренных руководством по ремонту "Арматура запорная. Общее руководство по ремонту". По усмотрению технического надзора допускается ревизия арматуры на месте установки.

7.5.8.8. Арматура, работающая в условиях высокоагрессивных сред (скорость коррозии более 0,5 мм/год) на трубопроводах любой категории, должна проходить ревизию в следующем объеме:

а) внешний осмотр;

б) разборка для осмотра и ремонта уплотнительных деталей;

в) тщательный осмотр состояния отдельных деталей (внутренней поверхности корпуса и крышки, шпинделя, клина или клапана, их крепления, уплотнительных поверхностей корпуса, сальника, ходовой гайки, крепежных деталей и т. п.);

г) замер толщины корпуса и крышки при обнаружении следов коррозии и эрозии, выбраковка и замена изношенных деталей (результаты замера заносят в паспорт или эксплуатационный журнал трубопровода);

д) сборка арматуры после устранения дефектов, опрессовка с целью определения плотности уплотнительных поверхностей затвора и прочности корпуса.

7.5.8.9. Ревизия остальной арматуры проводится в том же объеме выборочно по усмотрению отдела технического надзора. В первую очередь проводится ревизия арматуры, работающей в наиболее тяжелых условиях, соблюдается принцип чередования.

Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (прил. 5).

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

7.5.8.11. 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.

7.5.8.12. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

7.5.8.13. На стальной литой арматуре допускается исправление дефектов 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.

7.5.8.14. Дефектные места для исправления сваркой должны быть подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и т. п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла. При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких переходов по краям разделки.

7.5.8.15. 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.

7.5.8.16. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность. Опрессовку арматуры следует производить при открытом запорном устройстве.

Значение опрессовочного давления при проверке на прочность принимают по табл. 7.7.

Испытания на плотность проводят при рабочем давлении.

7.5.8.17. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (прил. 5). Акт хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на трубопроводы.

 

Таблица 7.7.

Значения опрессовочного давления при проверке на прочность

 

Условное давление

Ру, МПа

 

0,10

 

0,16

 

0,25

 

0,40

 

0,63

 

1,00

 

1,60

 

2,50

 

4,00

 

6,30

 

10,0

Опрессовочное давление

Рпр, МПа

 

0,20

 

0,30

 

0,40

 

0,60

 

0,90

 

1,50

 

2,40

 

3,80

 

6,00

 

9,50

 

15,0

 

 

7.6. Применение энергии взрыва при ремонте и эксплуатации трубопроводов

 

7.6.1. Резка трубопроводов взрывом может осуществляться труборезами кумулятивными кольцевыми наружными (ТрККН) жесткой конструкции по ТУ 88.085.350-85 (допущенными Госгортехнадзором СССР к постоянному применению журнальным постановлением № 343/86 от 06.01.86 г.) либо шнуровыми кумулятивными зарядами (ШКЗ) гибкой конструкции по ТУ 84-988-84 (допущенными к постоянному применению Госгортехнадзором СССР журнальным постановлением № 309/84 от 18.05.84 г.).

Инициирование труборезов осуществляется электродетонаторами мгновенного действия по ГОСТ 9089-75 с помощью переносной взрывной машинки типа КПМ-1, ВМК-500, СВМ-2 и др.

7.6.2. Труборезы ТрККН и ШКЗ применяются при поперечной резке стальных трубопроводов и трубчатых конструкций диаметром до 1420 мм и толщиной стенки до 25 мм.

Резка с помощью ТрККН и ШКЗ внутрипромысловых трубопроводов разрешается при условии:

- опорожнения и последующей полной очистки и дегазации трубопровода;

- полного заполнения трубопровода водой, нефтью, нефтепродуктами или их смесями;

- заполнения трубопровода горючими газами при избыточном их давлении 200-500 Па;

- опорожнения трубопровода от перекачивающей горючей жидкости с последующим заполнением внутренней полости трубопровода в зоне реза высокократной воздушно-механической пеной;

- если трубопроводы и пустотелые (из труб) конструкции не содержат горючих паров и жидкостей.

Запрещается применять ТрККН и ШКЗ:

- на местности, содержащей взрывчатые газы в радиусе разлета осколков;

- ближе 5 м от закрытой задвижки;

- на трубопроводах, погруженных в жидкость в пределах ремонтного котлована.

7.6.3. Работы по резке трубопроводов, не содержащих горючие смеси, а также трубопроводов, полностью заполненных водой, нефтью, газом при избыточном давлении 200-500 Па, должны выполняться в соответствии со следующими документами: "Труборезы кумулятивные кольцевые наружные. Техническое описание и инструкция по эксплуатации шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ) при резке трубопроводов. ТУ 84-988-84 ИЭ".

7.6.4. Работы по резке трубопроводов, полностью или частично опорожненных от нефти или при наличии в них горючей паровоздушной смеси, должны выполняться в соответствии с документами: "Инструкция по резке взрывом трубопроводов, опорожненных от нефти", "Заряд кумулятивный шнуровой. Инструкция по резке трубопроводов с остатками нефти на стенках с применением шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ). ТУ 84-988-84 ИЭ".

7.6.5. Работы по вырезке взрывом отверстия внутри отвода при подсоединении новых линий к действующим коммуникациям выполняются труборезами кумулятивными кольцевыми седлообразными (ТрККС) по ТУ 88 УССР 085.390-85 в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации СВ 72.00.000.ТО "Устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы". Труборезы ТрККС и устройство СВ 72 для врезки отводов в трубопроводы допущены Госгортехнадзором России к постоянному применению.

7.6.6. Все мероприятия по организации и выполнению работ с использованием взрывчатых материалов должны осуществляться в соответствии с документами:

"Единые правила безопасности при взрывных работах";

"Инструкция о порядке хранения, использования и учета взрывчатых материалов";

"Правила перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом" и соответствующими инструкциями.

7.6.7. Взрывание с использованием кумулятивных зарядов производится по заранее разработанным проектам, утвержденным руководителем предприятия, на котором ведутся взрывные работы, или по согласованию с ним главным инженером организации, ведущей взрывные работы.

7.6.8. Перед началом взрывных работ должны быть установлены границы опасной зоны. Эти границы на местности должны быть отмечены условными знаками.

7.6.9. На границах опасной зоны на время взрывных работ должны быть выставлены посты охраны из хорошо проинструктированных лиц.

7.6.10. При производстве взрывных работ обязательно применение звуковых или световых (в темное время суток) сигналов.

7.6.11. Все электроустановки, кабели, контактные и другие воздушные провода, находящиеся в пределах опасной зоны, обесточиваются. Две близрасположенные станции катодной защиты должны быть отключены. Контроль отклонения проводится путем замера потенциала "труба — земля", потенциал не должен превышать 0,5 В.

7.6.12. При необходимости выполнения взрывных работ вблизи зданий, сооружений, оборудования, находящихся в пределах опасной зоны, следует предусмотреть меры по защите их от осколков.

При выполнении взрывных работ на одном из параллельно расположенных трубопроводов в пределах ремонтного котлована следует предусмотреть мероприятия по гарантированной защите остальных трубопроводов от поражающего действия осколков и ударной волны. При необходимости использования защитных конструкций они должны удовлетворять требованиям "Единых правил безопасности при взрывных работах" и быть согласованы с местными контролирующими органами.

7.6.13. Взрывные работы разрешается проводить при отсутствии в пределах опасной зоны горючих паров и газов или наличии их не выше предельно допустимой концентрации по санитарным нормам для рабочей зоны.

7.6.14. Резка трубопроводов и трубчатых конструкций может осуществляться одним или одновременным подрывом двух или более труборезов. При одновременном подрыве нескольких труборезов электродетонаторы должны соединяться в сеть последовательно.

7.6.15. Во время подготовки и проведения взрывных работ все другие работы в радиусе опасной зоны запрещаются.

7.6.16. При взрывных работах на участках повышенной опасности из-за блуждающих токов (вблизи линий электропередачи, электрифицированных железных дорог и т. п.) рекомендуется применять электродетонаторы пониженной чувствительности.

7.6.17. Резка трубопроводов, полностью заполненных нефтью, нефтепродуктами или газом, должна производиться под слоем воздушно-механической пены кратностью 70-100, толщиной не менее 1 м над трубой.

7.6.18. Резка трубопроводов, заполненных жидкостью, должна производиться при статическом давлении жидкости, не превышающем 20 % рабочего.

7.6.19. Работы по резке труб выполняются специальной группой, в состав которой входят ответственный руководитель взрывных работ, взрывники, рабочие, прошедшие инструктаж в установленном порядке.

К производству взрывных работ допускаются лица, имеющие "Единую книжку взрывника" с правом производства взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях и прошедшие обучение и инструктаж по данному виду работ.

К руководству взрывными работами допускаются лица с горнотехническим образованием или после специальных курсов, дающих право ответственного ведения взрывных работ на трубопроводах и металлоконструкциях.

7.6.20. Организация, ведущая взрывные работы, должна обеспечить хранение взрывчатых материалов, гарантирующее их от хищения и порчи. Взрывчатые материалы должны храниться только на специальных складах, в ящиках или сейфах в соответствии с требованиями "Единых правил безопасности при взрывных работах".

На право хранения взрывчатых материалов (ВМ) на складах и в сейфах предприятия должны иметь письменное разрешение местных органов милиции.

7.6.21. Порядок хранения ВМ, отпуска, учета и охраны в местах хранения определяются инструкциями, согласованными с местными органами контролирующей организации.

7.6.22. Все действующие и вновь вводимые в эксплуатацию склады для постоянного и временного хранения ВМ должны быть зарегистрированы на основании акта их приемки в контролирующих органах.

На каждом складе разрешается хранить не более того количества ВМ, на которое органами милиции выдано разрешение.

7.6.23. Все базисные и расходные склады, а также склады для кратковременного хранения ВМ должны охраняться круглосуточно военизированной охраной.

Охрану передвижных складов ВМ осуществляют заведующие складами, взрывники или ответственные за перевозку ВМ круглосуточно, имея при себе огнестрельное оружие.

7.6.24. При прекращении взрывных работ неизрасходованные ВМ должны быть вывезены со склада или переданы другому предприятию в установленном порядке.

7.6.25. Предприятия, ведущие взрывные работы, до начала работ обязаны получить от контролирующих органов разрешение на право производства взрывных работ с указанием срока действия.

7.6.26. Для приобретения взрывчатых материалов организация, ведущая взрывные работы, должна иметь разрешение от местных органов МВД на приобретение и перевозку требуемого количества ВМ со сроком действия до 6 месяцев.

7.6.27. Доставка взрывчатых материалов автомобильным транспортом осуществляется в соответствии с требованиями "Инструкции о порядке перевозки опасных грузов автомобильным транспортом" и "Правил перевозки взрывчатых материалов автомобильным транспортом" (утв. Госгортехнадзором России).

7.6.28. Ответственность за нарушение порядка хранения, учета и использования взрывчатых материалов несут должностные лица в зависимости от характера нарушений и их последствий в дисциплинарном, административном или судебном порядке.

 

7.7. Защита от внешней и внутренней коррозии

 

7.7.1. Комплекс мероприятий по защите от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает:

- технологические методы — мероприятия, направленные на предупреждение увеличения коррозионной активности среды или ее уменьшение;

- специальные методы защиты, включающие применение покрытий, футеровок, химических реагентов (ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода), электрохимическую защиту;

- контроль коррозионной активности и физико-химических свойств среды.

7.7.2. Мероприятия по защите от коррозии должны планироваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам:

- водно-нефтяных эмульсий при обводненности выше точки инверсии фаз и в случае разделения эмульсии в трубопроводе на нефть и воду;

- газа, содержащего влагу, сероводород и (или) двуокись углерода, кислород при температуре и давлении ниже точки росы для воды;

- пластовых и сточных вод, содержащих сероводород, двуокись углерода, кислород, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ);

- пресной воды при индексе насыщения (индекс Ланжелье) J < 0;

- неподготовленной морской воды.

Коррозионная активность транспортируемой среды определяется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.

7.7.3. В случае транспортировки газа при парциальном давлении сероводорода более 300 Па, обводненной нефти и воды, содержащих сероводород в концентрации, соответствующей растворимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па, следует предусматривать меры предотвращения коррозионного растрескивания трубопроводов в соответствии с нормами "Проектирования промысловых стальных трубопроводов".

7.7.4. Защита внутрипромысловых трубопроводов от внутренней коррозии осуществляется с помощью технологических методов борьбы с коррозией, антикоррозионных внутренних покрытий и ингибиторов коррозии.

7.7.5. Защита промысловых трубопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает:

- поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока;

- сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для утилизации ее путем закачки в пласт;

- регулирование гидродинамического движения продукции скважин во времени с учетом изменения в процессе эксплуатации свойств продукции, ее обводненности, газового фактора и дебита;

- в газопроводах — выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;

- очистку трубопроводов от механических примесей и продуктов коррозии.

7.7.6. Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды не допускается:

- совместный сбор продукции скважин, содержащих и не содержащих сероводород;

- смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой, содержащей ионы железа, кроме тех случаев когда их совместная подготовка предусмотрена проектом;

- смешивание пластовых и сточных вод, содержащих сероводород с водой, содержащей кислород.

7.7.7. На месторождениях, в продукции которых отсутствует реликтовый сероводород, для предупреждения заражения продуктивных горизонтов сероводородвосстанавливающими бактериями (СВБ) и появления сероводорода биогенного происхождения при заводнении должны использоваться источники водоснабжения, не содержащие СВБ. При отсутствии таковых должно проводиться обеззараживание воды бактерицидами.

7.7.8. Антикоррозионные покрытия и футеровки следует применять для защиты:

- внутренней поверхности;

- выкидных линий скважин;

- трубопроводов для сбора нефти, газа, перекачки воды;

- запорной арматуры и деталей насоса.

Рекомендации по выбору покрытий приведены в прил. 6.

7.7.9. При футеровании стальных труб полиэтиленом предусмотрено соединение в плети длиной 30-36 м. Подготовка концов плетей под сварку выполняется в цеховых условиях.

7.7.10. При реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов с использованием футерованных и остеклованных труб следует предусмотреть наружную изоляцию трубных плетей в зоне сварного стыка.

7.7.11. После сварки остеклованных труб в полевых условиях требуется обязательный контроль сплошности покрытия в зоне стыка методом коронарного разряда. При появлении утечек тока рекомендуется дополнительный нагрев зоны стыка для достижения сплошности.

7.7.12. Нефтепромысловые трубопроводы, подлежащие покрытию лакокрасочными материалами в полевых условиях, должны монтироваться из бесшовных труб в соответствии со стандартами: "Трубы стальные бесшовные горячекатаные", "Трубы стальные бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные" .

Трубопроводы сложного профиля длиной более 5000 м должны быть разделены на участки в соответствии с проектным заданием. Соединения участков трубопровода должны предусматриваться на фланцах с целью возможности монтажа камер пуска — приема очистных и окрашивающих устройств.

Монтаж трубопроводов должен выполняться из труб с одинаковой толщиной стенки. Разница в толщине стенок не должна превышать ±1,5 мм.

Радиусы поворотов трубопровода должны равняться не менее 20 диаметров труб.

Повороты трубопровода должны быть выполнены из гнутых элементов. Процесс гнутья элементов трубопровода не должен повышать его эллипсность.

Вмятины на концах труб должны быть выправлены разжимными приспособлениями или вырезаны.

Образование внутреннего грата при сварке стыков не допускается. Усиление корня шва не должно превышать 1 мм.

Полость трубопровода после окончания сварочно-монтажных работ должна быть очищена и трубопровод испытан на прочность и герметичность гидравлическим способом.

Проведение сварочных работ на изолированном трубопроводе не допускается.

7.7.13. Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие эмульсию типа "нефть в воде" и промысловые газопроводы.

7.7.14. Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, разработанной для каждого ингибитора.

7.7.15. Ингибиторы коррозии в защищаемый трубопровод или систему трубопроводов подаются при помощи установок БР-2,5, БР-10, БР-25 (ОСТ 26-02-376-72) в соответствии с технологическим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора. Рекомендуемая форма технологического регламента на применение ингибиторов в системе поддержания пластового давления (ППД) приведена в прил. 7.

7.7.16. Контроль за соблюдением технологии применения ингибиторов осуществляется в следующей последовательности:

- проверить исправность технических средств закачки ингибиторов и узлов контроля за скоростью коррозии;

- установить фактический удельный расход ингибитора и его соответствие режиму закачки, рекомендованному инструкцией по применению и технологическим регламентом;

- оценить защитное действие ингибитора путем сравнения скоростей коррозии образцов-свидетелей, установленных на контрольных точках нефтепровода до и при подаче в систему ингибитора.

Защитный эффект на конечном участке нефтепровода должен быть не менее 80 %.

7.7.17. Контроль технологического процесса может быть осуществлен путем определения концентрации ингибитора в воде, отобранной с конечного участка нефтепровода.

7.7.18. Оперативный контроль защитного действия ингибиторов коррозии осуществляется в соответствии с РД 39-0147103-362-86 по образцам-свидетелям путем сравнения скоростей коррозии по ним до и во время подачи ингибитора коррозии в систему.

7.7.19. Защита промысловых трубопроводов (ПТ) от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты, которые предусматриваются проектом и монтируются на ПТ до их сдачи в эксплуатацию (см. раздел 5.11).

7.7.20. В процессе эксплуатации ПТ необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормальным функционированием средств ЭХЗ, который осуществляет служба электрохимической защиты НГДУ.

7.7.21. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия ПТ проводится существующими методами, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта (УКИ), или осмотром изоляционного покрытия и поверхности металла труб в шурфах, отрываемых в наиболее опасных местах.

7.7.22. Эффективность работы средств ЭХЗ обеспечивается их периодическими осмотрами и контрольными замерами. Замер потенциалов на контактных устройствах должен производиться не реже четырех раз в месяц на дренажных установках, двух раз в месяц — на катодных установках, одного раза в месяц — на протекторных установках.

7.7.23. Ремонт средств ЭХЗ должен проводиться по графику ППР, составленному в соответствии с РД 39-30-142-79 "Основные положения о планово-предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефтепрородов".

7.7.24. Сведения о работе, причинах отказов, показания приборов катодных установок и результаты измерения разности потенциалов "сооружение — земля" в точке дренажа записываются в журнал контроля работы, находящийся внутри установки ЭХЗ.

7.7.25. Контроль состояния электрохимической защиты в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ 25812-83.

 

 

8. СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ НА ТРУБОПРОВОДАХ

 

8.1. Сварка. Общие требования

 

При производстве сварочных работ следует руководствоваться следующими документами: "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности", "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства", "Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности" и другой нормативно-технической литературой.

Требования настоящих Правил распространяются:

- на сварку кольцевых стыков бесшовных электросварных и спиральношовных труб, а также труб, фитингов и запорной арматуры из горячекатаных, в том числе с контролируемой прокаткой, нормализованных и термически упрочненных низкоуглеродистых сталей с нормативным значением временного сопротивления на разрыв до 588 МПа (60 кгс/мм2) и термоупрочненных до 637 МПа (65 кгс/мм2) диаметром от 14 до 1420 мм;

- на производство специальных сварочных работ при монтаже и ремонте трубопроводов: ремонт труб и сварных швов (заплавка каверн, приварка заплат, хомутов, вварка катушек); приварка свечей и ответвлений к магистральной части трубопроводов; сварка захлестов; приварка специальной запорной арматуры; присоединение средств электрохимзащиты.

 

8.2. Сварочные материалы

 

8.2.1. При сварке трубопроводов следует применять сварочные материалы, соответствующие действующим ГОСТам и техническим условиям, прошедшие контроль качества перед их применением.

На сварочные материалы должен иметься (в соответствии с ГОСТ 9466) сертификат завода-изготовителя, в котором указываются марка, химический состав и механические свойства наплавленного металла.

8.2.2. Для сварки кольцевых стыков промысловых трубопроводов следует применять следующие виды сварочных материалов:

- электроды с целлюлозным видом покрытия (Ц) для ручной дуговой сварки неповоротных стыков или с основным видом покрытия (Б) для ручной дуговой сварки поворотных и неповоротных стыков;

- флюс и сварочную проволоку для автоматической сварки под флюсом поворотных стыков труб;

- самозащитную порошковую проволоку для автоматической и механизированной сварки неповоротных стыков труб с принудительным формированием шва;

- защитный газ и сварочную проволоку для автоматической и полуавтоматической сварки в защитных газах.

Применение сварочных материалов без сертификата завода-изготовителя запрещается.

8.2.3. При отсутствии сертификатов материалы можно использовать только после предварительной проверки химического состава сварочной проволоки и наплавленного металла, механических свойств сварного шва или наплавки, сварочно-технологических свойств электродов. Проверка производится в соответствии с ГОСТ 9466. Результаты проверки должны отвечать требованиям ГОСТ 9467, ГОСТ 10052, ГОСТ 2246 или техническим условиям на сварочные материалы. Проволоку проверяют поплавочно, электроды — по партиям.

8.2.4. Для сварки и ремонта поворотных и неповоротных стыков труб при любых условиях прокладки трубопровода допускается применение электродов с покрытием основного вида.

Электроды с покрытием целлюлозного вида допускается применять только для сварки неповоротных стыков труб при подземной прокладке трубопроводов (прил. 8).

8.2.5. Тип электродов должен соответствовать нормативному значению временного сопротивления разрыву металла свариваемых труб.

8.2.6. Диаметр электрода должен соответствовать толщине стенки свариваемых труб и назначению (для сварки корневого шва, заполняющих слоев и т. д.).

8.2.7. Сварочные электроды, флюсы, порошковую проволоку непосредственно перед их использованием в производстве необходимо прокаливать согласно режимам, приведенным в прил. 9.

8.2.8. Электроды используются после сушки (прокалки) в сроки, указанные в прил. 10. Дальнейшее их применение разрешается только после проведения повторной сушки (прокалки).

8.2.9. Сварочные материалы (электроды, флюсы, порошковую проволоку сплошного сечения) следует выдавать сварщику в количестве, необходимом для односменной работы. Неиспользованные за смену электроды с покрытием основного вида и порошковую проволоку следует хранить в сушильных камерах, а флюс — в закрытой таре.

При хранении прокаленных электродов с покрытием основного вида и порошковой проволоки в сушильных шкафах (с температурой плюс 135 — плюс 150°С), а флюсов — в закрытой таре, срок их хранения не ограничивается.

Сварочная проволока перед сваркой должна быть очищена от загрязнений, смазки и ржавчины.

8.2.10. Назначение и области применения электродов должны соответствовать данным, приведенным в прил. 8 (табл. 1, 2).

Сварочные материалы для сварки стыков труб с различным нормативным значением временного сопротивления разрыву выбирают в соответствии с табл. 1 прил. 8:

- при различных значениях толщин стенок стыкуемых труб — по более прочной трубе;

- при одинаковых значениях толщин стенок стыкуемых труб — по менее прочной трубе.

 

8.3. Подготовка труб под сварку и сварка

 

8.3.1. Для сварки могут быть использованы трубы и детали трубопроводов, дефекты на поверхности которых не превышают размеров допусков, регламентируемых ГОСТами, ТУ на поставку труб и деталей трубопроводов.

8.3.2. Перед сборкой необходим визуальный контроль поверхности труб, деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры в соответствии с требованиями СНиПов. Обнаруженные дефекты должны быть исправлены в соответствии с требованиями прил. 11.

8.3.3. Забоины и задиры фасок глубиной до 5 мм ремонтируются с применением электродов с основным покрытием и подогревом, рекомендуемым при сварке данных труб.

8.3.4. В монтажных условиях разделка кромок труб должна соответствовать рис. 8.1, а независимо от толщины стенки трубы. Размер В на рис. 8.1, б зависит от толщины стенки трубы:

 

В, мм Толщина стенки трубы, мм

 

7           Свыше 15 до 19

8           Свыше 19 до 21,5

10         Свыше 21,5 до 26

12         Свыше 26 до 30

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге