Порядок выпуска газовоздушной смеси

При заполнении нефтепровода

 

12.6 Диаметр и количество вантузов для выпуска газовоздушной смеси, расположение их на трубопроводе должны обеспечивать выпуск воздуха в объемах равных объему заполнения трубопровода, но не менее указанных в таблице 3.3 и в соответствии с приложением К.2.

12.7 Выпуск газовоздушной смеси из вантузов должен осуществляться открытием вантузных задвижек в порядке и последовательности определенных ППР и наряд-допуском.

12.8 По завершению заполнения нефтепровода нефтью руководитель группы должен доложить об окончании выпуска воздуха и закрытии задвижки диспетчеру и ответственному руководителю работ и организовать работы по демонтажу отвода для выпуска воздуха, установке заглушки на задвижку и уборке замазученности.

12.9 На производство работ по заполнению трубопровода должен быть оформлен наряд-допуск.

 

Вывод нефтепровода на заданный режим.

Контроль герметичности отремонтированного участка

 

12.10 В процессе пуска нефтепровода следует:

- организовать контроль за прохождением герметизирующего устройства или остатков глиняного тампона по трубопроводу вплоть до приема в камеру приема очистных устройств;

- организовать пропуск потока нефти в момент подхода остатков глиняной пробки, минуя промежуточные НПС в отдельный резервуар; минуя средства учета, контроля и регулирования перекачки нефти;

- организовать контроль за технологическими параметрами процесса пуска;

- провести очистку нефтепровода (участка нефтепровода) пропуском очистных устройств для более полного удаления из нефтепровода остатков глиняных тампонов;

- организовать выполнение мероприятий по исправлению качества нефти, ухудшающегося из-за пропуска очистного устройства или герметизатора, с учетом требований Регламента планирования работ по очистке внутренней полости МН ОАО “АК “Транснефть”.

12.11 Во время повышения давления в нефтепроводе необходимо вести наблюдение за герметичностью отремонтированного участка с расстояния не менее 50 м, не допускать движения транспорта и присутствия людей вблизи отремонтированного участка.

12.12 После вывода нефтепровода на рабочий режим отремонтированный участок нефтепровода в течение не менее 12 ч контролируется на герметичность путем визуального контроля на отсутствие отпотин и утечек.

12.13 При герметичности отремонтированного участка представитель технадзора дает разрешение на изоляцию и засыпку отремонтированного участка нефтепровода.

 

Основные меры безопасности при заполнении

Нефтепровода нефтью

12.14 Запрещается производство работ по выпуску газовоздушной смеси из нефтепровода во время грозы и нахождение технических средств, разведение огня на расстоянии ближе 100 м.

12.15 В зоне проведения работ по выпуску газовоздушной смеси не должны находиться люди и технические средства, не связанные с выполнением данной работы.

12.16 В плане производства работ должны быть предусмотрены мероприятия по отводу газовоздушной фракции на расстояние, обеспечивающее безопасное производство работ в колодце.

12.17 При работе в колодце, для страховки работника, должны использоваться монтажный пояс со страховочной веревкой, со страхующими снаружи не менее 2 человек и шланговый противогаз, отвечающий требованиям раздела 15.

12.18 При выполнении работ в ночное время необходимо обеспечить освещение рабочего места. Осветительные приборы и применяемые радиотелефоны должны соответствовать требованиям 15.65 Регламента.

12.19 Не допускается осуществлять выпуск газовоздушной фракции в сторону ЛЭП, расположенных на расстоянии менее 20 м от вантуза.

 

ИЗОЛЯЦИЯ ВРЕЗАННОЙ “КАТУШКИ”, ТРЕБОВАНИЯ

К ПРИМЕНЯЕМОМУ ОБОРУДОВАНИЮ И МАТЕРИАЛАМ

 

13.1 Изоляцию места ремонта нефтепровода следует производить после получения заключения о качестве сварки и оформления разрешения на изоляцию.

13.2 Изоляция врезанной “катушки” (захлеста) и мест, очищенных от изоляции, должна осуществляться в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 51164 и Правил капитального ремонта МН.

13.3 Изоляцию поверхности трубопроводов следует осуществлять
 в соответствии с Перечнем разрешенных к применению в системе
ОАО “АК “Транснефть” защитных изоляционных покрытий, наносимых в трассовых условиях (комбинированные полимерно-битумные конструкции, рулонные битумные материалы, термоусаживающиеся ленты).

13.4 Комбинированное покрытие на основе битумно-полимерной мастики, полимерных, в том числе термоусаживающих лент должно наноситься в соответствии с требованиями Временной инструкции по нанесению комбинированных покрытий на основе битумно-полимерных мастик в зимнее время РД 4859-002-01297858-01.

13.5 Комбинированное изоляционное покрытие для ремонта магистральных нефтепроводов диаметром до 820 мм включительно состоит из битумно-полимерной грунтовки (праймера), битумной-полимерной мастики, поливинилхлоридной ленты и полиэтиленовой защитной обертки.

Структура покрытия для нефтепроводов диаметром до 820 мм включительно и толщина слоев представлены в таблице 13.1

Таблица 13.1 – Структура покрытия для нефтепроводов диаметром до 820 мм

Номер слоя	Конструкция покрытия	Толщина, мм не менее
1	Грунтовка битумно-полимерная	не нормируется
2	Битумно-полимерная мастика	3, 0
3	Поливинилхлоридная лента	0, 4
4	Полиэтиленовая защитная обертка	0, 6
	Общая толщина покрытия	4, 0

13.6 Комбинированное изоляционное покрытие для ремонта магистральных нефтепроводов диаметром до 1220 мм включительно состоит из битумно-полимерной грунтовки (праймера), битумно-полимерной мастики (“Транскор”, “Битэп”, “Биом-2”) и двух слоев термоусаживающейся ленты (типа ДРЛ-Л или “Политерм”).

Структура покрытия и толщина слоев представлены в таблице 13.2

Таблица 13.2 – Структура покрытия нефтепроводов диаметром до 1220 мм

Номер слоя	Конструкция покрытия	Толщина, мм не менее
1	Грунтовка битумно-полимерная	0, 1
2	Битумно-полимерная мастика	3, 0
3	Термоусаживающаяся  лента (типа ДРЛ-Л или “Политерм” в два слоя толщиной по 0, 7 мм)	1, 4
	Общая толщина покрытия	4, 5

 

13.7 Основные характеристики комбинированного защитного покрытия для нефтепроводов должны соответствовать ТУ 5775-001-01297858-00.

13.8 Для ремонта действующих магистральных нефтепроводов комбинированными изоляционными покрытиями на основе битумно-полимерных материалов (“Транскор”, “Битэп”, “Биом-2”) и “Изобит” следует применять материалы согласно приложению Л.

13.9 Изоляция “катушки” при ремонтно-восстановительных работах должна осуществляться в следующей последовательности:

- окончательная очистка изолируемой поверхности;

- сушка врезанной “катушки”;

- нанесение грунтовки на подготовленную поверхность, соответствующей по составу, наносимому изоляционному покрытию;

- нанесение изоляционного покрытия механизированным или ручным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность;

- контроль качества нанесенного изоляционного покрытия.

13.10 Очистка нефтепровода под нанесение изоляционного покрытия должна выполняться механическим способом или вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками, пескоструйными агрегатами).

Изолируемая поверхность должна быть очищена от остатков грунта, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии, задиров, брызг металла и шлака.

Степень очистки поверхности нефтепровода должна соответствовать степени 4 (ГОСТ 9.402). Степень очистки поверхности нефтепровода определяется передвижениями (по поверхности нефтепровода) пластины из прозрачного материала размером 25´ 25 мм, с нанесенной квадратной сеткой 2, 5´ 2, 5 мм.

Контроль степени очистки трубопровода должен проводиться непрерывно визуально.

13.11 Изолируемая поверхность “катушки” и прилегающих участков трубопровода с покрытием, при нанесении изоляции должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается.

13.12 Изоляционные работы должны проводиться при температуре, указанной в технических условиях по нанесению изоляционного покрытия.

Просушку и подогрев “катушки” следует проводить горячим воздухом (техническим феном) до 70…80 °С.

13.13 Температура трубы перед нанесением грунтовки должна быть не менее 0°С.

13.14 Грунтовка должна наноситься на сухую, очищенную поверхность (со степенью очистки 4 по ГОСТ 9.402) трубы ровным сплошным слоем без подтеков, сгустков и пузырей. Наличие влаги на поверхности трубы в виде пленки, капель, наледи или изморози, а также копоти и масла не допустимо.

Температура грунтовки при нанесении должна быть в пределах от плюс 10 до плюс 30 °С.

При небольших объемах работ и невозможности нанесения грунтовки машинным способом допускается нанесение грунтовки вручную валиком или кистью; расход не должен превышать 0, 12 л/м².

Для равномерного нанесения грунтовки по всему периметру трубы следует использовать растирающие полотенца, изготовленные из износоустойчивого материала.

13.15 Битумно-полимерную мастику следует наносить по огрунтованной поверхности нефтепровода по всему периметру трубы ровным сплошным слоем заданной толщины без пузырей, пропусков, борозд или посторонних включений.

13.16 Нанесение рулонных материалов (ПВХ ленты, защитной обертки или термоусаживающейся ленты) на трубопровод должно производиться по слою свеженанесенной мастики без перекосов, обвисаний и воздушных пузырей с нахлестом 30…35 мм. Конец полотнища ленты должен быть закреплен липкой лентой или слоем мастики, температура которой должна быть не менее 160 °С.

13.17 Для обеспечения плотного прилегания термоусаживающейся ленты и оберток и создания герметичности в нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилием, в зависимости от температуры воздуха, от 10…15 Н/см. В зимний период, при температуре окружающего воздуха в интервале от минус 10 °С до минус 20 °С, следует увеличить натяжение полотна ленты до 18…20 Н/см ширины. Усилие натяжения следует постоянно измерять динамометром.

13.18 Для изоляции труб диаметром 159…1220 мм с нанесением изоляционного (защитного) покрытия при ремонте коротких участков труб используются ручные приспособления.

13.19 Задвижки и соединительные детали должны изолироваться битумно-полимерными мастиками, в соответствии с ГОСТ Р 51164, конструкция № 12.

13.20 Битумно-полимерные мастики в трассовых условиях расплавляют в котлах, при температуре не выше плюс 200 °С, постоянно помешивая.

Температура разогрева битумно-полимерных мастик должна соответствовать требованиям технических условий на изготовление или инструкции на применение.

Битумно-полимерную мастику следует наносить по огрунтованной поверхности нефтепровода по всему периметру ровным сплошным слоем заданной толщины без пузырей, пропусков, борозд или посторонних включений.

Обертывание рулонными материалами проводится непосредственно после нанесения грунтовки.

Нанесение изоляции в местах примыкания к существующему изоляционному покрытию выполняется следующим образом:

- очистка изоляционного покрытия от посторонних примесей: земли, пыли, снега, льда и рваных частей покрытия;

- подогрев битумно-полимерной мастики до температуры 70…80 °С горячим воздухом (техническим феном), нагретым «паяльником» (изготовленным в виде гладкой, массивной медной или латунной пластины с ручкой) или другими способами, исключая подогрев открытым пламенем;

- нанесение липкой обертки, ленты ДРЛ-Л из двух слоев с нахлестом
15 см или предварительно разогретой до 70…80 °С полимерно-битумной ленты и защитной обертки с нахлестом 10 см по всему периметру.

13.21 Изоляционные работы по нанесению битумно-полимерных покрытий допускается проводить при температуре воздуха не ниже минус
20 °С.

13.22 Толщину защитных покрытий необходимо контролировать при помощи магнитных толщиномеров МТ-10НЦ, МТ-50НЦ, вихретоковых толщиномеров ИТД-10П, ИТД-11П.

13.23 Адгезию защитного покрытия для рулонно-битумных покрытий следует контролировать адгезиметром типа АР-1, для битумных покрытий – адгезиметром СМ-1 или вырезом треугольника с углом около 60 градусов и сторонами 3…5 см с последующим снятием покрытия ножом от вершины угла подреза.

13.24 Сплошность покрытия следует контролировать визуально в процессе и после окончания работ искровым дефектоскопом типа КРОНА. Контролю на сплошность подлежит вся заизолированная поверхность.

13.25Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты трубопроводов, должны иметь сертификаты, соответствовать стандартам и техническим условиям.

При выполнении изоляционных работ постоянно должен проводиться контроль качества применяемых материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия.

13.26 Объем входного и производственного контроля и требования к приемо-сдаточным процедурам регламентируются ВСН 008-88 и
ВСН 012-88, РД 4859-002-01-292858-01.

13.27 При изоляции врезанной “катушки”, захлеста должен вестись Журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции нефтепровода по форме 16, указанной в Правилах капитального ремонта МН.

13.28 Сертификаты на материалы, результаты контроля состояния изоляционного покрытия трубопроводов должны быть представлены в исполнительно-технической документации в соответствии с требованиями Правил капитального ремонта МН и ГОСТ Р 51164.

 

⇐ Предыдущая15161718192021222324Следующая ⇒

Поделиться: