1. Технология гидравлических испытаний катушек перед врезкой в действующий нефтепровод

Все «катушки», врезаемые в нефтепровод, материалы, оборудование, приспособления, оснастка, применяемые при проведении подготовительных и основных работ, должны быть рассчитаны на проектные давления и изготовлены в соответствии с требованиями нормативных документов, техническими условиями производителей, должны пройти входной контроль на месте производства работ. Входной контроль проводится в соответствии с технологическими картами, а результаты заносятся в журнал входного контроля.

Длина ввариваемой «катушки» должна быть не меньше наружного диаметра ремонтируемого трубопровода.

9.4. Ввариваемая «катушка» должна быть изготовлена из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности трубе ремонтируемого участка и иметь сертификат на трубу, из которой она изготовлена.

9.5. Труба, предназначенная для изготовления катушки, должна быть испытана гидравлическим способом на прочность заводским испытательным давлением в течении 24 часов и рабочим давлением в течении 12 часов, подвергнута ультразвуковому контролю качества продольного заводского шва и должна пройти ультразвуковую толщинометрию стенки трубы по всей поверхности на отсутствие расслоений и трещин, осмотрена на предмет отсутствия вмятин, задиров и каверн. При наличии дефектов труба предназначенная для «катушки» должна быть заменена. Ремонт любых дефектов не допускается.

9.6. По результатам положительных гидравлических испытаний, дефектоскопического контроля и осмотра, на трубы, предназначенные для изготовления катушек, оформляется паспорт (приложение В.2), наносится маркировка несмываемой краской буквой «К», на трубы, предназначенные для изготовления катушек на подводные переходы буквами «КВ», указывается дата, соответствующая дате проведения гидравлических испытаний, диаметр и толщина стенки. Маркировка наносится с отступлением от края трубы равным 0,25 м и равномерно по всей поверхности трубы с шагом равным:

-      диаметру трубы - для диаметров 1000-1200 мм;

-      одному метру - для труб диаметром 800 мм и менее.

Образец маркировки

9.7. Соединительные детали (отводы гнутые, тройники, переходники) должны:

-      соответствовать проекту по рабочему давлению, диаметру и толщине;

-      иметь заводские паспорта (сертификаты);

-      иметь маркировку с заводским номером детали.

2. Технология герметизации полости магистральных нефте-газопроводов при проведении огневых работ

После освобождения нефтепровода от нефти и вырезки «катушки» внутренняя полость нефтепровода должна быть загерметизирована до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ. Внутренняя полость нефтепровода линейной части должна перекрываться герметизаторами «Кайман» (DN от 400 до 1200) и (или) ГРК (DN от 150 до 1200). Для установки герметизаторов «Кайман» и ГРК длина вырезаемой «катушки» должна быть не менее 1,5·D, где D – наружный диаметр ремонтируемого нефтепровода.

Допускается использование ГРК на технологических нефтепроводах НПС с последующим извлечением герметизаторов через открытый торец трубы в случае монтажа запорной арматуры, соединительной детали с фланцевым соединением. Используемые герметизаторы должны иметь комплект необходимой документации: формуляр (паспорт) и руководство по эксплуатации предприятия-изготовителя, разрешение Ростехнадзора на применение, инструкцию по эксплуатации и применению, утвержденную главным инженером ОСТ.

Герметизаторы должны быть оборудованы пневмопроводом, который при установке должен быть выведен через отверстие в стенке нефтепровода наружу и соединен с узлом (блоком) контроля давления в герметизаторе.

Запрещается применение герметизаторов, не имеющих указанного оборудования, а также производить накачку и выпуск воздуха из герметизатора через открытый торец нефтепровода.

После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из герметизатора должен быть спущен, узел (блок) контроля давления воздуха должен быть демонтирован.

Выпуск воздуха из герметизаторов должен производиться через узел (блок) контроля давления воздуха.

Отверстие в нефтепроводе для вывода пневмопровода после демонтажа узла (блока) контроля давления воздуха должно быть заглушено в соответствии с требованиями, указанными в п.12.8.4 настоящего документа.

Перед применением герметизаторы должны быть проверены на комплектность, наличие маркировки и исправность и пройти визуальный контроль. Перед установкой на стенде или после установки в нефтепровод герметизаторы должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с методикой освидетельствования технического состояния герметизирующего элемента герметизатора «Кайман» и в соответствии с руководством по эксплуатации ГРК. Подготовка и установка герметизаторов должна производиться согласно руководства по эксплуатации на изделие и инструкции по эксплуатации и применению.

Количество одновременно принимаемых герметизаторов должно определяться конструктивными размерами и вместимостью КПП СОД.

При врезке «катушек» на месте выполнения работ должно быть не менее двух резервных герметизаторов на каждый диаметр ремонтируемого нефтепровода. Установка герметизаторов в полость нефтепровода производится с открытого торца нефтепровода по схеме, указанной на рисунке. Установка герметизаторов должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти в нефтепроводе. Перед этим ремонтный котлован должен быть зачищен от остатков нефти и места загрязнений должны быть зачищены и засыпаны свежим грунтом.

Перед установкой герметизаторов внутренняя поверхность нефтепровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину:

для герметизаторов «Кайман» – не менее (2D+1), где D–наружный диаметр трубопровода, м;

для герметизаторов ГРК – не менее 2,5 м.

Герметизаторы устанавливаются в нефтепровод в соответствии с инструкциями по их эксплуатации и применению.

Расстояние от торца трубы до герметизатора должно быть:

для герметизаторов «Кайман» – не менее 1000 мм;

для герметизаторов ГРК–не менее D, где D–наружный диаметр нефтепровода, м.

После установки герметизаторов в нефтепровод и проветривания ремонтного котлована производится анализ ГВС. Отбор проб для оценки состояния ГВС проводится инструментальным методом во внутренней полости загерметизированного нефтепровода со стороны открытого конца на расстоянии не менее 50 мм от торцовой плоскости герметизатора по всей длины окружности. При концентрации паров нефти менее 300 мг/м³ рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке «катушки». Для проведения контроля ГВС в полости ремонтируемого участка на расстоянии от 80 до 100 мм (для герметизаторов «Кайман») и от 100 до 150 мм (для герметизаторов ГРК) от торцов герметизаторов в трубопроводе необходимо выполнить по одному отверстию диаметром 12 мм. Сверление отверстий следует выполнять на расстоянии не менее 100 мм от продольных и поперечных сварных швов (см. рисунок 12.4). Контроль за давлением воздуха (инертного газа) в герметизаторах должен осуществлять по манометру узла контроля давления воздуха через каждые 30 мин, с записью в таблице по форме, указанной в приложении М, являющейся приложением к наряду-допуску.

Схема установки герметизаторов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума

Перекрытие нефтепроводов с применением глины

В зависимости от принятой технологии ремонтных работ применяются методы герметизации полости нефтепровода:

с открытого торца нефтепровода;

через специальные «окна», вырезанные в стенке нефтепровода;

через патрубки с задвижками.

Установка глиняных тампонов должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти в нефтепроводе, ремонтный котлован должен быть зачищен от остатков нефти и места загрязнения засыпаны свежим грунтом.

Длина глиняного тампона должна быть не менее двух условных диаметров нефтепровода (2·DN).

Перед установкой тампонов через открытый торец трубы внутренняя поверхность нефтепровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее (2D+1), где D  наружный диаметр нефтепровода, м. При герметизации нефтепровода из окна внутренняя полость очищается на расстоянии не менее 1,5 м в каждую сторону от кромки окна. Расстояние от торца трубы до глиняного тампона должно быть не менее 400 мм. В ЦРС должен быть неснижаемый запас глины для проведения работ на технологических нефтепроводах, по объему соответствующий двум тампонам на диаметр, наибольший из эксплуатируемых нефтепроводов данного РНУ. Для неснижаемого запаса используется глина, тампонажная глина в полиэтиленовых мешках. Для плановых работ использование неснижаемого запаса глины не допускается. Запас глины должен храниться в сухом месте, отапливаемом в период отрицательных температур и доступном для подъезда транспорта для погрузки. Применяемая для тампонов глина должна быть однородной по составу, не содержать комьев, песка и посторонних включений в виде корней, травы и верхнего растительного слоя, должна быть пластичной и хорошо смачиваемой; для устройства глиняной стенки может применяться кирпич-сырец. Тампон из глины или кирпича-сырца создается послойной укладкой и уплотнением трамбовками, изготовленными из искробезопасных материалов, длиной не менее двух диаметров (по верхней образующей) нефтепровода. После установки тампона в нефтепроводе и проветривания ремонтного котлована производится анализ ГВС. Отбор проб осуществляется внутри загерметизированного нефтепровода со стороны открытого конца на расстоянии не менее 50 мм от торцовой плоскости тампона по всей длины окружности. Рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке «катушки» при концентрации паров нефти ниже 300 мг/м³. После набивки тампона и обеспечения соосности трубопроводов открытые участки нефтепровода должны быть засыпаны грунтом с целью исключения замерзания глиняных тампонов - при отрицательных температурах окружающего воздуха и с целью недопущения повышения давления газа в отключенном участке нефтепровода в теплое время - при температуре свыше плюс 10°С. Данные мероприятия должны быть указаны в ППР. Контроль за состоянием воздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 12 мм, просверленные в верхней образующей на расстоянии от 100 до 150 мм от тампона у каждого .

при подгонке «катушки»  каждые 30 мин;

при сварке «катушки»  после прохода каждого слоя шва, но не реже одного раза в час;

после каждого перерыва в работе независимо от времени.

Перед установкой «катушки» для сварки производится дополнительная трамбовка тампона из глины. Тампон не должен иметь трещин, зазоров от стенки трубы, усадку в верхней части. Срок использования в качестве герметизатора глиняного тампона в нефтепроводе не должен превышать 24 часа. По истечению указанного срока не менее 50 % тампона должно быть извлечено и заменено свежей глиной с послойной трамбовкой. Контроль герметичности герметизаторов и глиняных тампонов осуществляется отбором и анализом проб воздуха для определения концентрации паров, газов. При проведении огневых работ концентрация паров и газов на месте проведения работ не должна превышать 300 мг/м³. В полости ремонтируемого участка нефтепровода при проведении огневых работ концентрация паров не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию (не более 2100 мг/м³). При обнаружении наличия концентрации газов, превышающей допустимую в зоне производства работ, огневые и сварочные работы немедленно прекращаются, проверяются исправность герметизаторов и соответствие норме давления в них. При выявлении неисправностей герметизаторы «Кайман», ГРК должны быть заменены. Глиняные тампоны должны быть перенабиты с извлечением не менее 50 % тампона с добавлением свежей глины.

Схема установки глиняных тампонов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума

Герметизацию открытого торца трубы на магистральном газопроводе выполняют в следующем порядке:

уточнение положения газопровода (определение оси и глубины заложения газопровода) и проведение земляных работ;

отключение ремонтируемого участка газопровода (в случае необходимости и отключение соседних с ним участков газопро­вода);

освобождение ремонтируемого участка газопровода от газа (в случае необходимости снижение давления газа или освобож­дение от газа соседних с ним участков газопровода);

отключение СКЗ, дренажных установок и устройство электро­перемычек;

контроль наличия конденсата и его удаление;

вырезка отверстий для установки запорных резиновых шаров;

установка надувных запорных резиновых шаров в газопроводе;

сварочно-монтажные работы (резка, сборка стыков, подгонка деталей, сварка);

извлечение резиновых шаров из газопровода;

Схема расположения котлованов, шурфов и запорных шаров при замене дефектного участка, вварке отвода, перемычки и крана