Инструкция по технологии сооружения, эксплуатации и ремонта трубопроводов из ппт
|
Скачать 1.05 Mb.
|
5.9.КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ИЗОЛИРОВАННЫХ СТЫКОВ- Контролю подвергается 100 % изолированных стыков -Покрытие стыка должно отвечать следующим требованиям:
-Показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия должен составлять к металлу и к основному покрытию при температуре +200С:
Приборы для определения адгезии: АР-2 или другие аналогичные. -Нахлест лент на заводское покрытие должен быть не менее 75 мм. -Показатель прочности адгезионной связи проверяется после 24-х часовой выдержки. -Качество изоляционного покрытия: сплошность контролируется при помощи дефектоскопа “Крона-1р” и толщина - при помощи прибора “Константа” или штангенциркуля. 5.10.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ СВАРНОГО СТЫКА -Технологическая карта качества изоляционного покрытия сварного стыка лентой типа «Термоизол» или праймером и лентой «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» приведена в таблице 4 приложение Б. 5.11. ИСПРАВЛЕНИЕ БРАКА НАРУЖНОЙ ИЗОЛЯЦИИ Ремонту подлежат все сквозные повреждения наружного покрытия, а также утонение покрытия, превышающие допустимого значения согласно таблице 5. Поверхность трубы, подлежащая ремонту, должна быть высушена и очищена от грязи, ржавчины, не плотно сцепленной с металлом покрытия. Наплывы полиэтилена срезать ножом или шлифовальной машинкой. Очистку производят металлической щеткой, иглофрезой или наждачкой с помощью шлифмашинки. При нарушении покрытия по окружности трубы края полиэтиленового слоя толщиной более 1 мм должны иметь плавный переход к металлической трубе под углом 300. При ремонте дефектного участка изоляции лентой «Термоизол» вырезается ножом 2-3 заплатки (в зависимости от толщины ленты типа “Термоизол”): первый- в размер дефектного участка, другие- превышающие первую в 3 раза. Газовой горелкой прогревается дефектный участок стальной трубы до температуры 100-130 0С. Накладывается на прогретый участок первый слой заплатки. Рис № 1.Схема ремонта изоляционного полимерного покрытия  Газовой горелкой прогревается прилегающий участок покрытия до размягчения и накладываются другие заплатки, постепенно выгоняя воздушные пузыри между слоями пленки, прогревается отремонтированный участок до приклеивания заплаток к наружной поверхности. При ремонте дефектного участка (до 30 мм) лентой «Полилен 40 ЛИ-63» вырезается ножом 3 заплатки, лентой «Полилен 40 ЛИ-45» - 4 заплатки: первая- в размер дефектного участка, другие- превышающие первую в 3 раза. Изолируемая поверхность очищается, наносится праймер НК-50, приклеиваются заплатки к подсохшему «до отлипа» праймеру. При ремонте дефектного участка свыше 30 мм лентой «Полилен 40 ЛИ-45 (63)» изоляция зоны сварного стыка снимается и ремонт производится согласно п.п. 4.7.10 - 4.7.16. Контролю подвергаются 100 % отремонтированных участков. Покрытие должно отвечать следующим требованиям:
таблице 5. Покрытие с адгезией менее 3,5 кгс/см. (для ленты «Термизол») и менее 2,0 кгс/см (для ленты «Полилен 40-ЛИ-45 (63) подлежит снятию. Система контроля качества наружной изоляции строящихся трубопроводов Контроля выполняется специализированными лабораториями Заказчика или независимыми организациями, имеющими лицензию на право выполнения данного вида деятельности. Привлечение лабораторий Исполнителя допускается как дополнительный вид контроля. Контроля выполняется в два этапа: - до засыпки трубопровода грунтом (контролируется сплошность, толщина и адгезия изоляционного покрытия); - после засыпки трубопровода грунтом (контролируется сплошность и величина переходного сопротивления «труба – земля» методом катодной поляризации). При значениях переходного сопротивления изоляции ниже регламентируемых значений (3 × 105 Ом×м2), безаварийная эксплуатация трубопровода в течение всего срока службы может быть обеспечена за счёт усиления средств электрохимической защиты. У действующих трубопроводов в местах проведения ремонта и инструментального обследования при выполнении диагностики проводится только до засыпки трубопровода грунтом (сплошность, толщина и адгезия изоляционного покрытия). При проведении контроля на месте производства работ проверяется наличие и соответствие НТД следующая документация: - проект производства работ; - разрешение на право производства работ; - разрешение на право производства изоляции трубопровода; - журнал производства земляных работ; - журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции; - сертификаты соответствия на применяемые изоляционные материалы. Также проверяется наличие в строительных звеньях оборудования и приспособлений для производства сварочно-монтажных и изоляционно-укладочных работ в полевых условиях. При проведении контроля трубопровод должен быть уложен на инвентарные лёжки. Расстояние между лёжками должно выбираться с таким расчётом, чтобы обеспечивать свободный доступ приборов контроля к любой точке нижней образующей контролируемого трубопровода. Результаты отражаются в акте – предписании. В акте – предписании указываются выявленные несоответствия ведения документации требованиям НТД, дефекты изоляции с указанием их количества и местоположения. Каждый акт – предписание должен иметь порядковый номер. Точки контроля и аббревиатура расположения точки контроля на трубопроводе: ТТ – тело трубы, ЗЗСШ – зона заводского сварного шва, ЗПСШ – зона полевого сварного шва. При контроле труб в заводских и базовых условиях в данной графе указывается заводской номер контролируемых труб (трубных секций) и расстояние сечения контроля от торца трубы со стороны, на которой указано клеймо завода - изготовителя. В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 проверка толщины защитного покрытия производится: - при контроле в заводских и базовых условиях нанесения на 10 % труб и в местах, вызывающих сомнение, не менее чем в трёх сечениях по длине трубы и в четырёх точках каждого сечения; - при контроле в условиях трассового нанесения – не менее одного измерения на каждые 100 м трубопровода и в местах, вызывающих сомнение, в четырёх точках каждого сечения. При соответствии всех четырёх замеров требованиям НТД в таблице акта-предписания указывается среднеарифметическое значение, при несоответствии хотя бы одного результата замера в таблице указывается минимальное значение толщины наружной изоляции. Адгезию защитного покрытия контролируют: - в условиях трассового нанесения не менее одного измерения на каждые 500 м трубопровода, а также в местах, вызывающих сомнение; - в условиях заводского или базового нанесения – на 2 % труб, а также в местах, вызывающих сомнение. Контролю сплошности защитного покрытия подлежит вся внешняя поверхность трубопровода. При выявлении грубых нарушений требований НТД, недостаточной квалификации исполнителей, низкого качества изоляционных материалов, отсутствия необходимых для качественного выполнения работ оборудования и приборов, ответственное лицо контролирующей организации обязано довести эту информацию до заказчика. Результаты контроля каждого участка фиксируются в журнале контроля качества изоляционных работ. Страницы журнала должны быть пронумерованы, журнал должен быть прошит и заверен подписью начальника лаборатории. Срок хранения журнала после его окончания – 10 лет. При отсутствии замечаний по качеству наружной изоляции и выполнении других необходимых видов контроля (дефектоскопия сварных стыков, контроль монтажа средств ЭХЗ и т.д.) даётся разрешение на укладочные работы и засыпку траншеи на проконтролированном участке. Укладку трубопровода и засыпку траншеи после получения разрешения можно производить на следующий день при условии получения подтверждения из лаборатории, производившей контроль. Исследования величины удельного сопротивления грунта вдоль трассы трубопровода оформляются протоколом . Не ранее 8 суток после засыпки трубопровода лаборатория выполняет кантроль искателем повреждений и произвести оценку переходного сопротивления «труба – земля» методом катодной поляризации. Испытания участков, расположенных в высоковлажных (болотистых) грунтах, могут быть начаты через одни сутки после засыпки. Результаты катодной поляризации отражаются в акте оценки состояния покрытия законченного строительством участка трубопровода. В акте указываются состояние изоляционного покрытия и значение переходного сопротивления изоляции. При обнаружении дефектов изоляции, указывается их количество и привязка к трубопроводу. После устранения СМО выявленных дефектов проводится повторный контроль качества. Организация контроля трубопроводов при зимнем строительстве На трубопроводе, построенных в зимнее время, невозможно провести достоверный контроля качества наружной изоляции после засыпки траншеи из-за промерзания грунта. В связи с этим контроль заключается в проверке сплошности покрытия до засыпки траншеи и определении величины переходного сопротивления изоляции методом катодной поляризации после оттаивания грунта. При проведении МКП действующего трубопровода необходимо его остановить, стравить избыточное давление, отсоединить от других коммуникаций видимым разрывом на запорной арматуре. При значении переходного сопротивления изоляции ниже нормированной величины, необходимо выполнить поиск дефектов покрытия искателем повреждений. 6. Очистка и испытание трубопроводов из ППТ 6.1 Очистку полости следует выполнять промывкой без пропуска очистных или разделительных устройств или с пропуском очистных или разделительных устройств, изготовленных из мягкого материала (например, поролона или полиуретана). Применение поршней и скребков, имеющих в конструкции металлические детали, не допускается. 6.2 Производительность агрегатов при заполнении испытательной жидкостью должна быть не более 100 м3/ч. 6.3 В процессе заполнения трубопровода испытательной жидкостью задвижка на противоположном от агрегата конце трубопровода должна быть открыта. 6.4 Скорость потока жидкости при промывке без пропуска очистных или разделительных устройств должна быть в пределах 2 м/ сек. 6.5 Скорость потока жидкости при промывке с пропуском очистных или разделительных устройств должна быть в пределах 2 м/сек. 6.6 Промывка без пропуска очистных или разделительных устройств считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости. 6.7 ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ ПРИ ИСПЫТАНИИ ТРУБОПРОВОДА И СПОСОБЫ УСТРАНЕНИЯ 6.7.1 При испытании и эксплуатации возможно нарушение герметичности трубопровода. Причины негерметичности: - нарушение технологии соединения; - наличие дефектов в стальной трубе; - дефекты футерования стальных труб; - низкое качество сварных швов. Работы по устранению негерметичности трубопровода проводить с применением агрегата “АНРВ-1К“. Технические характеристики агрегата приведены в приложении К. 6.7.2 Устранение негерметичности в теле трубы. Для устранения негерметичности необходимо вырезать дефектный участок (рисунок 6). На концах смежных участков трубопровода с помощью механического трубореза делают фаски под углом 200 (рисунок 6). При помощи шлифовальной машины с установленной на нее фрезой концы участков трубопровода освобождаются от внутреннего покрытия на 20 мм. Внутрь конца трубопровода устанавливается защитная втулка с размещённой на ней протекторной втулкой. 6.7.5. Исправление дефектов в сварном шве. Если длина участка дефекта не более 30% окружности стыка, то исправление допускается. В противном случае сварной стык переделывается по п.п. 6.2.1¸6.2.9. Если на участках швов, выявленных осмотром, просвечиванием, гидравлическим испытанием, обнаружен брак, то эти участки вырубаются и завариваются вновь. - Дефекты исправляются тем же способом сварки, что и при сооружении трубопроводов. Допускается исправление дефектов на одном и том же участке шва не более двух раз. После устранения дефектов, швы проверяются всеми необходимыми для данного трубопровода методами и покрываются наружной изоляцией. 6.7.6 Промывка с пропуском очистных или разделительных устройств считается законченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет из трубопровода неразрушенным. 6.8. После завершения гидравлических испытаний сброс давления в трубопроводе производить со скоростью не более 0,4 МПа/мин. 6.9. Остальные требования в соответствии с ВСН 011-88, разд. 6 РД 39-132-94. 7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ИЗ ППТ 7.1. Давление в системах нефтесбора определяется проектом и зависит от гидравлического сопротивления систем трубопроводов, а также от давления в аппаратах пунктов подготовки нефти. 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. Уточненное давление должно быть согласовано с проектной организацией и закреплено в регламенте. Давление в различных точках систем сбора нефти, газа и воды при нормальной эксплуатации не должно выходить за пределы изменений, установленные в регламенте. Если давление выходит за пределы изменений, указанных в регламенте, то это свидетельствует о неполадках в работе системы: а) если давление превышает величину установленную 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, неисправностей 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. 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 и механических примесей Производят с целью восстановления пропускной способности трубопровода. Необходимость проведения очистки трубопровода определяется по условию: (ΔРп – ΔРо)/ΔРо  0,06 ,где ΔРп – фактический перепад давления на данном участке трубопровода в анализируемый период времени, МПа; ΔРо – теоретический перепад давления при заданном режиме работы на данном участке трубопровода, МПа. Мероприятия по очистке должны предусматривать: организацию работ по пропуску очистных средств, требования безопасности и противопожарные мероприятия. Организация и проведение очистки полости трубопроводов от отложения парафинов проводится в соответствии с РД 39-132-94. Очистка осуществляется прокачиванием через трубопровод жидкого мыла при температуре не более плюс 70ºС. Категорически запрещается использование механических средств очистки (скребков щеточных, гибких размывающих вращающихся скребков, скребков многоцелевых рессорных и т.п.), а также горячей нефти, горячей воды, пара. Допускается проведение промывки с термической или термохимической обработкой трубопровода по специальной программе с учетом эксплуатационных параметров труб с полимерным покрытием при температуре не более плюс 70ºС. 7.3. Уход за трассой трубопроводов Трасса подземных промысловых трубопроводов определяется направлением и размерами технического коридора. Под техническим коридором трубопроводов понимается групповая упорядоченная укладка трубопроводов одинакового и различного назначений. 9.3.2 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, типе эксплуатируемой трубы (из СТР), а также номер телефона эксплуатирующей организации. 9.3.3 Арматура на нефтепроводах должна иметь площадки обслуживания, ограждения и надписи с номерами согласно оперативной схеме, указатели и направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: «Закрыто» и «Открыто». 9.3.4 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. 9.3.5 Трасса несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси трубопровода должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы ширина последней определяется «Правилами устройства электроустановок». По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения трубопроводов. Фактическая глубина заложения должна контролироваться: визуально – 2 раза в год (весной, осенью); трассоискателем типа «Абрис» или системой C-Scan 2000 или его аналогов; на пахотных землях – 1 раз в год. 7.4. Наружный осмотр трубопроводов При испытании промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством. 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 осмотре трассы должно быть обращено 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 не узаконенных переездов; состояние вдоль трассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, вдоль трассовых дорог, указательных знаков). 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. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале. 7.5. Контрольный осмотр трубопроводов Контрольный осмотр проводится специально назначенными лицами не реже одного раза в год. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов. При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено: состоянию зон выхода трубопровода 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. Наружный осмотр 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). Контрольные осмотры трубопроводов, проложенных на эстакадах, в непроходных каналах или бесканально, трубопроводов, подверженных вибрации, проводить в соответствие с РД 39-132-94. 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. Если при контрольном осмотре трубопровода будут обнаружены значительные дефекты или признаки интенсивной коррозии, регламентируемые разделом 9.8, все трубопроводы, находящиеся на данном объекте со сходными коррозионными средами и условиями эксплуатации, подлежат дополнительному досрочному осмотру. Дополнительному досрочному осмотру подвергаются трубопроводы при обнаружении повышенной скорости коррозии по образцам свидетелям или с помощью зонда - коррозиметра. Если трубопровод оснащен исследовательскими участками, то контрольный осмотр внутренней поверхности трубопровода включает также осмотр внутренних поверхностей контрольных катушек на этих участках. Трубопровод оснащают двумя исследовательскими участками: одним в начале, другим в конце трубопровода. Исследовательский участок выполнен байпасом к трубопроводу и расположен над поверхностью земли. Для контроля состояния внутренней поверхности трубопровода предусмотрено три вида катушек (образцов-свидетелей): одна без покрытия, другая с внутренним полимерным покрытием, третья с внутренним полимерным покрытием и сварным стыком с защитной втулкой. Осмотр осуществляют в следующей последовательности: - переключение исследовательского участка с байпасной линии на основную – производится открытием задвижек на основной линии и закрытием задвижек на байпасной линии; - слив нефтепромысловой жидкости из байпасной линии через дренажный кран; - снятие контрольных образцов и визуальное обследование их состояния. Обследование образцов проводится согласно «Методике промысловых испытаний труб с полимерным покрытием». Запуск исследовательского участка осуществляется в обратной последовательности. При сборке байпаса нужно обратить внимание на состояние прокладок между фланцами катушек и при необходимости заменить их. Результаты контрольных осмотров трубопровода должны фиксироваться в документах соответствующих служб технического надзора и вводиться в паспорт трубопровода. 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 нормативной, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом. При наличии на поверхности металла или в зонах сварных швов трещин, вздутий, язв, раковин и др. (значительное отложение парафина, избыточный расход протектора защитной втулки, изменение внешнего вида внутреннего покрытия и др.) должна быть проведена выборочная ревизия этого трубопровода. 7.6. Ревизия трубопроводов Основным методом контроля за надежной и безопасной работой нефтепроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей. Ревизии проводит служба технического надзора совместно с ответственными представителями эксплуатирующих цехов. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации. Сроки проведения ревизии устанавливаются администрацией предприятия с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного и контрольного осмотров, предыдущей ревизии. Первую ревизию вновь введенного в эксплуатацию трубопровода необходимо производить не позднее чем через 1 год. При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо: - освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи; - провести тщательный наружный осмотр; - провести внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам); при возникновении сомнений в качестве сварных швов произвести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма- лучами. Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода и сопоставляют с первоначальными данными, после чего составляют акт ревизии. Акт ревизии утверждает начальник производственного отдела, ответственный за данный трубопровод. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются. 7.7. Диагностика трубопроводов с полимерным покрытием Вид и объем диагностических обследований трубопроводов определяет в соответствии с требованиями РД 39-132-94. Диагностическое обследование проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии или может привлекаться диагностическая служба со стороны. Периодичность диагностики устанавливается руководством и приурочивается к ревизии участков трубопровода, но она не должна быть реже одного раза в четыре года. Основными методами контроля трубопроводов системы нефтесбора согласно РД159-39.0-257-02 «Временные методические указания по оптимизации реконструкции системы промыслового нефтесбора» являются акустико-эмиссионная диагностика, ультразвуковая дефектоскопия, а также такие методы неразрушающего контроля, как визуальный, магнитопорошковый, вихретоковый, капиллярный. Результаты контроля фиксируются в специальных журналах и заключениях. Форма журнала и заключения устанавливается технической службой НГДУ. 7.8. Нормы отбраковки трубопроводов Отбраковочные размеры остаточной толщины стенки определяются согласно п.7.5.4 РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов». Отбраковка труб осуществляется специальной комиссией. В случае, когда отношение участка трубопровода, подлежащего замене (L1), к общей длине трубопровода (L2) больше указанного значения указанного в таблице 3, замене подлежит весь трубопровод. Таблица 3
8. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ НА ТРУБОПРОВОДАХ ИЗ ППТ 8.1. Объемы ремонтных работ и сроки их выполнения определяет НГДУ по результатам осмотров, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки продукции, анализу эксплуатационной надежности. Ремонт промысловых трубопроводов осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами. Текущий ремонт – минимальный по объему и содержанию плановый ремонт по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений, неисправностей. К текущему ремонту относятся: ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводом; устройство и очистка водоотводных канав; очистка внутренней поверхности трубопровода от парафина, грязи, воды и воздуха; проверка и ремонт наружной изоляции трубопровода шурфованием; ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и смазки; окраска линейных сооружений. Текущий ремонт проводится в основном без остановки перекачки. Капитальный ремонт – наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в трубопроводе и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных элементов сооружения. К капитальному ремонту линейной части трубопровода относятся: все работы выполняемые при текущем ремонте; вскрытие траншей, подземных трубопроводов, осмотр и частичная замена наружной изоляции; ремонт или замена дефектных участков трубопровода и запорной арматуры; замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов. При ремонте наружного изоляционного покрытия и замене его на новое наружная поверхность трубопровода должна быть тщательно очищена от остатков земли, старой отслоившейся изоляции и продуктов коррозии. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов. Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся снятием стружки с поверхности трубопровода. Хомуты, используемые для ремонта линейной части трубопровода, должны изготавливаться из трубы механические свойства, химический состав, толщина стенки которой такие же, как и у ремонтируемого участка трубопровода. Заварка (наплавка) коррозионных повреждений, приварка накладных усилительных элементов (заплатки, муфты, технологические кольца, сегменты ) категорически запрещено, так как сварочные работы приводят к разрушению (выгоранию) внутреннего защитного покрытия. Врезка катушек, замена труб и плети должны проводиться при обнаружении: трещин, свищей, механических повреждений (вмятин, гофр, рисок, царапин, задиров, забоин), если их размеры превышают значения, допустимые строительными нормами и правилами. При замене дефектного участка трубопровода с полимерным покрытием необходимо применение ремонтного Агрегата “АНРВ-1К”, оснащенного насосной установкой для перекачивания технологических жидкостей, электросварочным оборудованием, станцией гидропривода для питания трубореза и труборез. Устранение дефектного участка в трубопроводе. Устранение дефектного участка в трубопроводе заключается в вырезке дефектного участка трубопровода и замене его патрубком (катушкой, трубой, плетью) с внутренним полимерным покрытием и наружной изоляцией. Вырезка дефектного участка осуществляется с помощью механического трубореза или при его отсутствии допускается вырезка угловой шлифовальной машинкой (рисунок 8 а). Предварительно перед вырезкой места реза очищаются от остатков земли, удаляется наружная изоляция на ширину достаточную для установки трубореза. На концах смежных участков трубопровода с помощью механического трубореза делают фаски под углом 20 (рисунок 8 б). Концы участков трубопровода освобождаются от внутреннего полимерного покрытия на длину L=20 мм шлифовальной машинкой. Предварительно подготавливается подогнанный по длине патрубок со вставленными по обоим концам защитными втулками. 8.2. Исправление дефектов в сварном шве. Исправление дефектов в сварном шве трубопровода допускается при условии, когда длина участка дефекта не более 30% окружности стыка, в противном случае сварной стык переделывается. Забракованные участки швов, выявленные осмотром, просвечиванием, гидравлическим испытанием и другими методами вырубаются и завариваются вновь. Исправление дефектов выполняется тем же способом сварки, что и при сооружении трубопровода. Допускается исправление дефектов на одном и том же участке шва не более двух раз. Вновь выполненные швы после устранения дефектов подвергаются контролю всеми необходимыми для данного трубопровода методами и покрываются наружной изоляцией. 8.3. Ремонт наружной изоляции на действующем трубопроводе Технологический процесс изоляции зоны нарушения наружной изоляции трубопроводов из ППТ осуществляется без остановки перекачки транспортируемой жидкости в полевых условиях при температуре окружающего воздуха не ниже 3 0С и при температуре металлической поверхности трубопровода не ниже 15 0С для трубопроводов системы поддержания пластового давления (далее – трубопроводы системы ППД) и трубопроводов системы нефтесбора. При изоляции зоны нарушения наружной изоляции трубопроводов во время дождя, тумана, сильного ветра над рабочим местом должен быть установлен навес, предотвращающий прямое попадание влаги на изолируемую поверхность. Навес выполняется в виде легко съемной конструкции, состоящей из каркасной рамы, обтянутой влагонепроницаемым полотном (пленка полиэтиленовая), соответствующей размерам рабочей зоны. |
Похожие:
 |
Инструкция по технологии сооружения, эксплуатации и ремонта трубопроводов... Протектор, находящиеся в конструкции стыка, защищает от коррозии внутреннею поверхность трубы на весь срок эксплуатации трубопровода.... |
 |
Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов... Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов |
|
Инструкция по технологии ремонта мест повреждений заводских покрытий труб С до плюс 40С и температуре поверхности трубопроводов от плюс 5С до плюс 80С |
|
"Инструкция по технологии сварки магистральных трубопроводов" Всн 006-89. Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка |
|
Федерации федеральное государственное образовательное учреждение... Бестраншейные технологии ремонта трубопроводов: Монография. Краснодар: Куб. Гау, 2009. 192 с |
|
Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций рд 34. 39. 503-89 Разработано предприятием "Сибтехэнерго" Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций... |
|
Инструкция по эксплуатации, порядку и срокам проверки предохранительных... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей... |
|
Технологии по энергосбережению и повышению энергетической эффективности Системы освещения, Общедомовые системы, в т ч многоквартирных домов, Некапитальные, легковозводимые временные сооружения, в т ч торговые,... |
|
Паспорт и инструкция по эксплуатации содержани е Аппарат "Протва" предназначен для обеспечения и контроля электромуфтовой сварки полиэтиленовых трубопроводов систем газоснабжения,... |
|
Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным... Разработана: Специалистами Центра строительства и эксплуатации объектов нефтегазовых промыслов (цсэп) Инжиниринговой нефтегазовой... |
|
Инструкция № по охране труда для персонала при эксплуатации и ремонту... К самостоятельной работе при эксплуатации и ремонту кислородных трубопроводов допускаются лица, не имеющие медицинских противопоказаний,... |
|
Инструкция по охране труда для персонала при эксплуатации и ремонту... К самостоятельной работе при эксплуатации и ремонту кислородных трубопроводов допускаются лица, не имеющие медицинских противопоказаний,... |
|
Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии рд 153-39. 4-091-01 Все организации, выполняющие работы по проектированию, строительству, реконструкции, эксплуатации и ремонту стальных трубопроводов,... |
|
Техническое задание на поставку сервера для ОАО «оэз ппт «Липецк» Целью настоящего Технического задания (ТЗ) является определение требований к поставке сервера для ОАО «оэз ппт «Липецк» |
|
На создание сайта ОАО «оэз ппт «Липецк» Оао «оэз ппт «Липецк» в лице генерального директора Кошелева Ивана Николаевича, действующего на основании Устава, именуемый в дальнейшем... |
|
С введением в действие "Ведомственных строительных норм. "Строительство... Разработаны и внесены всесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству магистральных трубопроводов (вниист) |