ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 39-00147105-015-98

Срок введения с 01.09.1998 г.

РАЗРАБОТЧИКИ от ИПТЭР: Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Азметов Х.А., Хамматов Р.Г., Галеев М.Н., Ермилина Г.К., Загретдинова Н.М. (гл. 9, 10, прил. Б), Никляева Г.А. (гл. 5, 11, 12, прил. А), Гаскаров Н.Х. (гл. 6), Гумеров К.М. (гл. 6), Собачкин А.С. (гл. 8).

В разработке принимали участие: Кумылганов А.С., Ибрагимов М.Ш. (АК " Транснефть" ). Ильин Е.Г. (ОАО Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева), Ведехин А.С. (ОАО Верхневолжские магистральные нефтепроводы), Сайфутдинов М.И. (ОАО магистральные нефтепроводы " Дружба" ).

ВЗАМЕН " Правил капитального ремонта подземных трубопроводов", 1992 г.

Руководящий документ " Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов" устанавливает основные требования к технологическому процессу и организации механизированного ремонта линейной части магистральных нефтепроводов диаметром 219...1220 мм с заменой труб, заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки трубы в нормальных условиях, а также выборочному ремонту нефтепроводов.

Руководящий документ предназначен для специалистов АК " Транснефть", АО МН, РУМН, РСУ, занимающихся проектированием и проведением ремонта магистральных нефтепроводов.

При разработке данного документа использованы требования и положения действующих нормативных документов, относящихся к ремонту и эксплуатации магистральных нефтепроводов.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящий документ устанавливает основные требования к капитальному ремонту линейной части магистральных нефтепроводов диаметром 219...1220 мм.

1.2 Правила не распространяются на трубопроводы:

проложенные через водные преграды, автомобильные и железные дороги, в тоннелях, на морских эстакадах;

из нестальных труб;

предназначенные для перекачки нефти с подогревом.

1.3 Капитальный ремонт магистрального нефтепровода - это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого нефтепровода до проектных характеристик с учетом требований действующих нормативных документов. Капитальный ремонт нефтепроводов, как правило, должен производиться после устранения выявленных в результате диагностики опасных дефектов. Потенциально опасные дефекты устраняются в процессе капитального ремонта.

1.4 Капитальный ремонт нефтепровода по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды:

с заменой труб;

с заменой изоляционного покрытия;

выборочный ремонт.

1.5 Капитальный ремонт с заменой труб заключается в полной замене дефектного участка трубопровода новым.

1.6 Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки трубопровода.

1.7 Выборочный ремонт - это ремонт участков трубопроводов с опасными и потенциально-опасными дефектами стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС), а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями и участков, примыкающих к узлам линейной арматуры).

ВИДЫ И СПОСОБЫ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Общие положения

2.1.1 Ремонт с заменой труб производится следующими способами:

путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего;

путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций*, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого;

путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

* - технический коридор коммуникаций - это земельный участок, в пределах которого проходит система параллельно проложенных трубопроводов и коммуникаций, ограниченный с обеих сторон охранными зонами.

2.1.2 Ремонт с заменой изоляционного покрытия производится следующими способами:

с подъемом трубопровода в траншее;

с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее; без подъема с сохранением положения трубопровода.

2.1.3 Выборочный ремонт включает:

ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арматуры; ремонт участков длиной до 20 Ду, где Ду - условный диаметр трубопровода, м; ремонт протяженных участков методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор;

ремонт участков с заменой " катушки", трубы, узлов линейной арматуры.

Ремонт с заменой труб

2.2.1 Технологические операции при ремонте с заменой труб путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего выполняются в два этапа.

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

разработка совмещенной траншеи;

планировка отвала грунта со стороны движения ремонтно-строительной колонны (РСК);

сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;

вывоз секций труб на трассу и раскладка их на бровке траншеи;

сварка секций труб в нитку (допускается сварка одиночных труб в нитку на бровке траншеи);

очистка, нанесение изоляционного покрытия;

укладка трубопровода в траншею;

частичная засыпка уложенного трубопровода грунтом;

очистка внутренней полости трубопровода;

испытание на прочность и герметичность;

подключение электрохимзащиты;

отключение заменяемого и подключение (врезка) нового участка к действующему нефтепроводу.

На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:

опорожнение, промывка заменяемого трубопровода;

подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;

резка трубопровода на части;

транспортирование труб к месту складирования;

засыпка траншеи минеральным грунтом;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.2.2. При капитальном ремонте с заменой труб путем укладки вновь прокладываемого трубопровода в отдельную траншею в пределах существующего технического коридора коммуникаций технологические операции выполняются в два этапа.

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

закрепление трассы вновь прокладываемого трубопровода на местности;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения РСК;

сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;

вывоз секций труб на трассу и раскладка их вдоль будущей траншеи;

сварка секций труб в нитку (допускается сварка одиночных труб в нитку на бровке траншеи);

разработка траншеи;

очистка, нанесение и контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода в траншею;

присыпка трубопровода и засыпка траншеи минеральным грунтом;

очистка внутренней полости трубопровода; .

испытание на прочность и герметичность;

подключение электрохимзащиты;

отключение заменяемого и подключение (врезка) нового участка к действующему нефтепроводу;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:

уточнение положения заменяемого трубопровода;

опорожнение, промывка отключенного участка трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;

вскрытие трубопровода до нижней образующей;

подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;

засыпка траншеи минеральным грунтом;

резка трубопровода на части;

транспортировка труб к месту складирования;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.2.3 При капитальном ремонте с заменой труб путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки нового в прежнее проектное положение технологические операции выполняются в два этапа.

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

уточнение положения заменяемого трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

вскрытие трубопровода до нижней образующей;

.отключение трубопровода;

опорожнение, промывка заменяемого трубопровода;

подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;

резка трубопровода на части;

транспортировка труб к месту складирования.

Одновременно с демонтажом заменяемого трубопровода производится сварка новых одиночных труб в секции на трубосварочной базе.

На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:

доработка или разработка траншеи;

вывоз секций на трассу и раскладка их на бровке траншеи;

сварка секций труб в нитку;

очистка, нанесение изоляционного покрытия;

укладка трубопровода в траншею;

присыпка трубопровода и засыпка траншеи минеральным грунтом;

очистка внутренней полости трубопровода;

испытание на прочность и герметичность;

подключение электрохимзащиты;

подключение (врезка) нового участка к действующему нефтепроводу;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Выборочный ремонт

2.4.1 Технологические операции при выполнении выборочного ремонта производятся в следующей последовательности:

уточнение положения трубопровода;

уточнение границ ремонтируемого участка;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

вскрытие трубопровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы;

разработка грунта под трубопроводом (с грунтовыми опорами или без них);

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

визуальный осмотр дефектного участка трубопровода, при необходимости дополнительный контроль физическими методами;

выполнение работ по ремонту дефектных мест (восстановление или усиление стенки трубы, монтаж муфт кроме замены " катушки", трубы);

нанесение изоляционного покрытия и контроль его качества;

присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и засыпка траншеи;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.4.2 При выполнении ремонта с заменой " катушки", трубы необходимо выполнить следующие технологические операции:

вскрытие дефектного участка нефтепровода;

разработка ремонтного котлована и, при необходимости, котлована для сбора нефти;

врезка отводов в ремонтируемый и параллельный нефтепроводы для откачки нефти;

остановка перекачки и отсечение ремонтируемого участка задвижками;

опорожнение ремонтируемого участка от нефти путем закачки ее в параллельный нефтепровод, откачки в мягкие резервуары или в котлован для сбора нефти;

вырезка дефектной " катушки" (трубы);

герметизация внутренней полости нефтепровода;

подготовка концов нефтепровода под монтаж и сварку;

подготовка и подгонка новой " катушки" (трубы) по месту;

прихватка и вварка " катушки" в нефтепровод;

подключение отремонтированного участка и возобновление перекачки;

обратная закачка нефти из емкостей или котлована;

очистка и изоляция нефтепровода;

засыпка отремонтированного участка нефтепровода, котлована для сбора нефти;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

ВЫБОР ВИДА РЕМОНТА

3.1 Оценка технического состояния и выбор вида капитального ремонта нефтепровода производится на основе анализа результатов обследования (дефектоскопии) стенки трубы и состояния изоляционного покрытия, а также данных за весь период эксплуатации трубопровода.

3.2 Данными для анализа и оценки технического состояния нефтепровода являются:

результаты диагностики внутритрубными инспекционными снарядами;

данные обследования состояния изоляционного покрытия приборами (УКИ) и шурфованием; величина защитной разности потенциалов " труба-земля" за весь период эксплуатации; сведения о ранее выявленных и устраненных дефектах;

данные технического паспорта нефтепровода (дата постройки и пуска в эксплуатацию, диаметр, давление, сертификат металла труб, информация о проведенных ремонтах и т.д.).

3.3 Результаты обследований и измерений заносятся в рабочие журналы и оформляются в виде соответствующих актов, сводных таблиц и т.п.

3.4 На основании данных обследований и анализа технического состояния нефтепровода техническими службами эксплуатирующей организации производятся:

уточнение местоположения дефектного участка на трассе нефтепровода и дополнительное обследование обнаруженных дефектов;

планирование мероприятий по предотвращению возможных нарушений работы нефтепровода;

выбор вида и способа ремонта, установление сроков проведения ремонта в зависимости от характера дефекта с учетом загруженности нефтепровода на рассматриваемый момент и перспективу;

составление перспективного и текущего планов капитального ремонта нефтепровода.

3.5 Выбор вида и способа ремонта зависит от следующих показателей: состояния изоляционного покрытия и стенки трубы;

размеров и взаимного расположения коррозионных повреждений стенки трубы;

количества и характера распределения опасных и потенциально опасных дефектов стенки трубы;

конкретных условий пролегания трубопровода;

фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода;

технико-экономических показателей по видам и способам ремонта.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

Организационно-техническая подготовка капитального ремонта включает организационные мероприятия и подготовительные работы.

Организационные мероприятия

4.1.1 Организационные мероприятия, выполняемые поэтапно Заказчиком (АО МН или РУМН):

проведение комплексной диагностики технического состояния трубопровода;

определение участков, подлежащих капитальному ремонту, на основании анализа результатов комплексной диагностики технического состояния трубопровода;

составление перспективного и текущего планов капитального ремонта нефтепроводов;

проведение изыскательских работ на участках планируемых к ремонту;

уточнение положения в плане вантузов, задвижек, сооружений и сетей в техническом коридоре по проектной и эксплуатационной документации;

составление ведомости пересечений и приближений сооружений и сетей, пересекающих трассу или проходящих рядом с ремонтируемым трубопроводом, с указанием пикетов пересечений или приближений, глубины заложения, владельцев коммуникаций и других данных, имеющихся в документации;

разработка и утверждение задания на проектирование капитального ремонта;

получение технических условий на проведение работ по капитальному ремонту от владельцев сооружений и сетей, пересекающих нефтепровод или проходящих с ним в одном техническом коридоре, в охранной зоне которых должны производиться ремонтные работы;

разработка рабочего проекта на капитальный ремонт;

оформление документов по отводу земель с согласованием условий рекультивации;

оформление финансирования;

передача подрядчику (РСУ) всей технической и проектной документации на капитальный ремонт с заменой труб и с заменой изоляции до 1 сентября года, предшествующего планируемому ремонту, а на выборочный ремонт - не менее чем за два месяца до начала производства работ.

4.1.2 При капитальном ремонте трубопровода, как правило, применяется одностадийное проектирование - рабочий проект. Рабочий проект разрабатывается проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию.

4.1.3 Состав рабочего проекта назначается с учетом особенностей трубопровода как линейного объекта и требований настоящих Правил.

В состав рабочего проекта должны входить:

пояснительная записка;

рабочие чертежи;

сметная документация.

В приложении к рабочему проекту должны быть представлены копии технических условий на проведение работ по капитальному ремонту от владельцев сооружений и сетей, пересекающих нефтепровод и проходящих в одном техническом коридоре.

4.1.4 Пояснительная записка должна содержать технико-экономическое обоснование выбора видов и способов ремонта, расчет на прочность и устойчивость ремонтируемого участка трубопровода, решения по технологии и организации ремонтных работ, мероприятия по технике безопасности, пожарной безопасности и охране окружающей среды, а также раздел технической рекультивации земель в соответствии с [1].

4.1.5 Организация, разрабатывающая раздел проекта по рекультивации земель, должна согласовать его со всеми землепользователями, органами государственного контроля за использованием и охраной земель, с предприятиями-владельцами инженерных сетей, сооружений, пересекающих ремонтируемый трубопровод и проходящих с ним в одном коридоре, в охранной зоне которых должны производиться ремонтные работы, а также с организациями, осуществляющими капитальный ремонт подземного трубопровода.

4.1.6 Рабочие чертежи на капитальный ремонт должны разрабатываться с учетом действующих норм и с максимальным применением типовых проектов, освоенных производством, с привязкой к местным условиям.

В состав рабочих чертежей входят план и профиль трассы ремонтируемого участка, монтажные чертежи узлов линейной арматуры, защитных сооружений, временных сооружений, устройств и приспособлений и т.п.

4.1.7 Сметная документация должна быть составлена по действующим нормам, тарифам и расценкам, прейскурантам и калькуляциям.

4.1.8 Проекты на капитальный ремонт нефтепроводов должны быть зарегистрированы в региональных отделениях Госгортехнадзора.

4.1.9 Капитальный ремонт нефтепроводов выполняется согласно проекту производства работ (ППР), который разрабатывается подрядчиком или специализированными проектными организациями и согласовывается Заказчиком (АО МН).

4.1.10 Исходными документами для разработки ППР являются:

задание на разработку ППР;

рабочий проект на капитальный ремонт;

сведения о количестве и типах намечаемых к использованию ремонтных машин и механизмов [2], а также о рабочих кадрах по профессиям;

данные о местах размещения полевых городков;

материалы топографо-геодезических изысканий трассы ремонтируемого трубопровода;

ведомость пересечений ремонтируемого участка нефтепровода с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями;

сведения об условиях использования существующих дорог, инженерных коммуникаций других предприятий;

сведения об условиях безопасного производства ремонтных работ и охране окружающей среды.

4.1.11 В состав ППР должны входить:

пояснительная записка;

технологические карты (схемы производства работ);

профиль трассы ремонтируемого нефтепровода с ситуационным планом;

график поступления материалов, машин и механизмов;

график производства ремонта нефтепровода;

план ликвидации возможных аварий при производстве ремонтных работ.

4.1.12 Пояснительная записка включает:

расчет продолжительности ремонта нефтепровода;

порядок и методы производства ремонта нефтепровода по отдельным видам работ;

мероприятия по охране труда и технике безопасности;

мероприятия по охране окружающей среды.

4.1.13 Технологические карты (схемы производства работ) разрабатываются на основные виды работ и работы, выполняемые новыми методами.

4.1.14 На ситуационном плане ремонтируемого нефтепровода должны быть указаны населенные пункты, насосные станции, узлы связи, линейная арматура, вдольтрассовые дороги и другие объекты. Кроме того, на ситуационном плане должны быть указаны жилые полевые городки, сварочные базы, места подготовки изоляционных материалов, пункты технического обслуживания, схемы существующих дорог и подъездных путей. На ситуационном плане и профиле должны быть указаны пересечения со всеми коммуникациями (подземными и надземными).

4.1.15 График поступления материалов, машин и механизмов на ремонтируемый участок составляют с разбивкой по срокам и корректируют в связи с последующим уточнением сроков поставки.

4.1.16 График производства ремонта нефтепровода составляется на весь ремонтный период с учетом климатических, гидрогеологических условий и особенностей эксплуатации конкретного нефтепровода.

Подготовительные работы

4.2.1 Подготовительные работы, выполняемые Подрядчиком (РСУ), включают:

подготовку подъездных и вдольтрассовых (при необходимости - устройство) дорог, мостов для выполнения перебазировки и доставки машин, механизмов, материалов и людей к месту производства работ;

размещение и обустройство полевых городков, решение вопросов питания, быта рабочих;

оборудование пунктов погрузки и выгрузки;

перебазировку ремонтных колонн к месту работы;

организацию пунктов хранения горюче-смазочных материалов;

устройство временных складов;

оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмов, баз по приготовлению битумной мастики;

обеспечение РСК системой двухступенчатой связи: первая ступень - радиосвязь между мастером (прорабом) РСК, диспетчером РУМН (АО МН) и руководством подрядчика (РСУ); вторая ступень - радиосвязь между мастером (прорабом) РСК и отдельными бригадами, звеньями, экипажами машин;

подготовку ремонтной полосы (совместно с Заказчиком).

4.2.2 При невозможности использования существующих дорог необходимо сооружение временных дорог. Конструкция временных дорог должна обеспечивать движение ремонтной техники и перевозку максимальных по массе и габаритам грузов.

4.2.3 Подготовка ремонтной полосы включает определение оси трассы и глубины заложения нефтепровода, обозначение на местности километража и пикетов трассы и всех пересечений нефтепровода с инженерными коммуникациями, а также всех параллельно пролегающих коммуникаций.

4.2.4 Результаты измерений фактической глубины заложения трубопровода (от поверхности земли до нижней образующей трубы) наносят на вешки высотой 1, 5...2, 0 м, забиваемые по оси трубопровода через 50 м, а при неровном рельефе - через 25 м. Вешки следует также установить в местах изменений рельефа, в вершинах углов поворотов трассы и в местах пересечения с другими подземными коммуникациями, на границах разработки грунта вручную, перед началом и концом вскрышных работ, у линейных задвижек и в опасных местах (недостаточное заглубление и т.п.).

4.2.5 Сдача трассы трубопровода производится Заказчиком (АО МН или РУМН) подрядчику (РСУ) после выполнения работ по п. 4.2.3 и оформляется актом передачи до начала ремонтных работ (прил. А, форма 1).

4.2.6 Производство ремонтных работ разрешается начинать после завершения организационно-технической подготовки и получения письменного разрешения от руководства АО МН направо производства работ (прил. А, форма 3).

4.2.7 Перед началом работ исполнитель должен поставить в известность местные органы надзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту нефтепровода.

ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

Общие положения

5.1.1 Земляные работы при ремонте трубопроводов следует выполнять в соответствии с проектной документацией. Производство земляных работ разрешается без снижения рабочего давления в трубопроводе.

5.1.2 Производство работ в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав магистральных трубопроводов, должно выполняться с соблюдением требований [3, 4, 5, 6].

5.1.3 Разработка грунта в местах пересечения трубопровода с другими подземными коммуникациями допускается лишь при наличии письменного разрешения и в присутствии представителя организации, эксплуатирующей эти подземные коммуникации (трубопроводы, линии связи, кабели и др.). Вызов представителя возлагается на подрядчика.

5.1.4 При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в проектной документации, Подрядчик должен поставить в известность Заказчика и принять меры по защите обнаруженных коммуникаций и сооружений от повреждений.

5.1.5 При пересечении трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом разрешается на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникации (трубы, кабеля и др.) в соответствии с [7].

Оставшийся грунт должен дорабатываться вручную без применения ударных инструментов и с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.

5.1.6 Все ремонтные работы следует вести на полосе, отводимой во временное пользование. Ширина отводимой полосы определяется рабочим проектом.

5.1.7 Ширину полосы земель, отводимых для капитального ремонта двух и более параллельных магистральных подземных трубопроводов, следует принимать равной ширине полосы земель для одного трубопровода плюс расстояния между осями крайних трубопроводов.

Общие положения

6.1.1 Работы по подъему и поддержанию трубопровода следует проводить после того, как: ремонтируемый участок вскрыт;

установлено дежурство на отсекающих задвижках со средствами радиосвязи с диспетчером; установлено рабочее давление согласно проекту, но не более 2, 5 МПа; получено письменное разрешение от диспетчера РУМН.

6.1.2 Работы по подъему и укладке трубопроводов разрешается производить только в присутствии лица, ответственного за производство работ.

6.1.3 Перед подъемом трубопровода должны быть выполнены все мероприятия, предусмотренные в проекте производства работ, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращение аварийных ситуаций.

6.1.4 Число и грузоподъемность трубоукладчиков или других механизмов, а также порядок подъема и расстановки должны строго соответствовать ППР. Запрещается поднимать нефтепровод одним трубоукладчиком.

6.1.5 Подъем трубопровода следует осуществлять плавно, без рывков. Контроль величины усилий на крюках трубоукладчиков производится динамометрами или индикаторами усилия на крюке.

6.1.6 На время длительных остановок и в конце смены трубопровод следует укладывать на лежки, опоры-крепи и др.

Выборочный ремонт

6.4.1 Выборочный ремонт дефектных участков нефтепровода проводится без подъема и поддержки ремонтируемого участка. Длина подкопанного участка определяется по [9].

6.4.2 При выборочном ремонте со вскрытием протяженных участков во время подсыпки и уплотнения грунта поддержание трубопровода рекомендуется выполнять грузоподъемным механизмом, оснащенным мягким полотенцем, установленным в средней части подкопанного участка трубопровода.

СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ

8.1 Сварочные работы при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов подразделяются на сварочно-монтажные работы при замене труб и ремонтные сварочные работы при восстановлении стенки трубы.

8.2 В процессе капитального ремонта с заменой труб при производстве сварочно-монтажных работ следует соблюдать требования [11, 12, 13].

8.3 Сварку труб следует производить любым способом (автоматическим электродуговым, прессовым, пайкой и др.) по соответствующей нормативно-технической документации, согласованной в установленном порядке.

8.4 Специальные сварочные работы (сварка захлестов, вварка запорной и распределитель ной арматуры и др.), термообработку сварных швов при капитальном ремонте с заменой труб допускается выполнять в соответствии с требованиями [13]. На работы, не вошедшие в [13], следует разрабатывать отдельные технологические инструкции, карты и другую документацию, согласованную в установленном порядке.

8.5 Перед началом проведения работ по капитальному ремонту нефтепровода следует про вести аттестацию выбранной технологии сварки.

Технологический процесс сварки считается аттестованным, если по данным визуального и радиографического контроля, результатам испытаний механических свойств сварные соединения удовлетворяют требованиям нормативной документации.

По результатам испытаний приемочных сварных соединений должен быть составлен акт приемки технологии сварки (прил. А, форма 11).

8.6 К выполнению сварочных работ следует допускать сварщиков, прошедших ежегодную проверку квалификации с целью определения способности сварщика выполнить качественное сварное соединение.

По результатам испытаний сварных соединений составляется акт проверки квалификации сварщиков (допускной лист) (прил. А, форма 30).

8.7 Сварочно-монтажные работы при капитальном ремонте магистральных трубопроводов с заменой труб включают: подготовку к сборочным и сварочным работам; сборку и сварку труб в трубные секции на трубосварочных базах и в полевых условиях; сборку и сварку секций в сплошную нитку на трассе; контроль качества сварных соединений трубопроводов.

8.8 Перед выполнением работ по сборке и сварке труб на трубосварочной базе необходимо провести следующие подготовительные операции:

на специально подготовленной и спланированной площадке выполнить монтаж трубосварочной базы;

подготовить для трубоукладчика подъездные пути к приемному стеллажу сборочного стенда и стеллажу для складирования труб;

подвести коммуникации (силовые и сварочные кабели);

разместить в зоне производства работ трубоукладчик;

установить вагончики для хранения инвентаря и сварочных материалов, а также печь для сушки флюса и прокалки электродов.

8.9 Сборку и сварку труб в секции следует проводить на полумеханизированных трубосварочных базах (стеллажах) для ручной поворотной сварки или типовых трубосварочных базах с применением полевых автосварочных установок.

8.10 При сборке секций труб на трубосварочных базах следует выполнить следующие операции:

очистку полости труб; подготовку кромок труб;

сборку труб на линии сборки труб (ЛСТ) при помощи внутренних центраторов; подогрев концов труб, если того требует технология сварки; сварку корневого шва, зачистку шва;

сварку заполняющих и облицовочного слоев шва, нанесение клейма сварщика или бригады сварщиков, выполнивших сварку стыка;

контроль сварных соединений; ремонт дефектных сварных стыков.

8.11 Перед сборкой и сваркой секций труб в нитку в условиях трассы должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

развезены и уложены секции труб на расстоянии не более 1, 5 м от бровки траншеи под углом 15...20 град, к проектной оси траншеи;

размещены в зоне производства работ трубоукладчики, сварочные агрегаты, бульдозер, центратор, емкости ГСМ, инвентарные лежки и другое необходимое оборудование и инструменты;

установлены на полосе отвода вагончики для обогрева людей, хранения инвентаря и сварочных материалов.

8.12 Перед сборкой трубопровода необходимо выполнить следующие операции: конец трубопровода уложить на инвентарные лежки или на земляную тумбу; секцию труб очистить от грязи и других посторонних предметов;

зачистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним наружные и внутренние поверхности секции на ширину не менее 10...15 мм.

8.13 Работы по сборке и сварке трубопроводов должны выполняться в два этапа:

I этап - центровка секции с ниткой трубопровода с помощью внутреннего или наружного центратора и сварка первого (корневого) слоя шва;

II этап - сварка последующих слоев и контроль качества сварного шва.

8.14 Устранение дефектов в сварных швах, выявленных при проведении сварочно-монтажных работ, допускается в следующих случаях:

суммарная длина дефектных участков не превышает 1/6 длины шва;

суммарная длина выявленных в сварном шве трещин не превышает

50 мм.

При наличии трещин суммарной длиной более 50 мм сварные швы должны быть вырезаны.

8.15 Устранение дефектов в сварных швах следует выполнить следующими способами: наплавкой ниточных валиков высотой не более 3 мм при ремонте подрезов; вышлифовкой и последующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами. Обнаруженные при внешнем осмотре недопустимые дефекты должны быть устранены до проведения контроля неразрушающими методами.

8.16 Отремонтированные сварные швы должны быть подвергнуты внешнему осмотру и удовлетворять требованиям [12].

8.17 Ремонтные сварочные работы на нефтепроводах проводятся без остановки перекачки или при остановленной перекачке с целью устранения дефектов стенки труб и сварных швов путем установки усилительных элементов (муфт) или наплавки металла. Сварочные работы на нефтепроводах под давлением проводятся также при приварке штуцеров, катодных выводов и т.п.

Сварочные работы необходимо выполнять с соблюдением требований [14, 15, 16] и настоящих Правил.

8.18 Внутреннее давление в нефтепроводе при проведении сварочных работ не должно превышать давление, при котором производится ремонт нефтепровода (2, 5 МПа).

Запрещается проводить сварочные работы на участках нефтепроводов, работающих при неполном заполнении сечения трубопровода перекачиваемой нефтью.

8.19 Заполнение нефтепровода нефтью следует определять на основании гидравлических расчетов (с учетом перевальных точек) и контролировать ультразвуковым методом по амплитуде эхо-сигнала от внутренней поверхности трубы (при полном заполнении трубы нефтью амплитуда эхо-сигнала на 15...20% меньше чем при частичном заполнении).

8.20 Перед выполнением сварочных работ на заполненном нефтью трубопроводе обязательно проведение следующих мероприятий:

назначение ответственных за подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ (от Заказчика);

назначение лиц, ответственных за проведение сварочных работ (от Подрядчика); оформление наряда-допуска на ведение огневых работ;

определение перечня противопожарных мероприятий. В процессе сварки необходимо выполнение следующих операций: проверка состояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ; внешний осмотр, классификация дефектов, измерение толщины стенки труб нефтепровода в местах предполагаемой сварки;

подготовка поверхностей свариваемых деталей (снятие фаски, зачистка поверхностей труб); сварочные работы; контроль качества сварки.

8.21 В зависимости от вида, размера и взаимного расположения повреждений выбирают один из следующих методов устранения дефектов стенки трубы:

зачистка, шлифовка поверхности с дефектами; заварка (наплавка) металла дефектов стенок труб; ремонт с применением композитно-муфтовой технологии.

8.22 Зачистку, шлифовку поверхности с дефектами следует применять при наличии дефектов глубиной, не превышающей 10 % номинальной толщины стенки.

8.23 Устранение дефектов стенки труб путем наплавки металла допускается при остаточной толщине стенки не менее 5 мм.

8.24 Ремонт с применением композитно-муфтовой технологии (КМТ) проводится установкой неприварных муфт на участки трубопровода с различными дефектами стенки трубы несквозного характера (потери металла от коррозии, вмятины, трещины, расслоения, риски и их комбинаций по [17]).

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒