ПТУС в случае нарушения правил [1] и информирует ОСТ об угрозе сохранности линейно-кабельных сооружений связи и совместно с ОСТ решает вопрос по обеспечению их сохранности.

1. Технические мероприятия

1. Представитель ПТУС устанавливает по технической документации, приборным методом и методом шурфования точное местоположение кабелей связи и других сооружений кабельной линии, а также определяет глубину их залегания.

2. Место расположения подземных сооружений связи уточняется по всей длине действующего подземного кабеля связи в зоне производства работ и обозначается вешками высотой 1,5 м, которые устанавливаются на прямых участках трассы через 10 м, у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0,5 м, на всех поворотах трассы, а также на границах разрытия грунта, где работы должны выполняться ручным способом. Работы по установке предупредительных знаков, вешек и шурфованию кабеля выполняются силами и средствами ЛЭС или подрядчика, в присутствии представителя ПТУС.

3. До определения и точного обозначения местоположения кабеля связи, документального оформления разрешений на производство работ проведение земляных работ не допускается.

4. Устройство временных переездов (укладку деревянных настилов и бетонных плит, подсыпку щебня и гравия) для защиты кабельных линий связи от механических повреждений при движении строительных механизмов и гусеничного транспорта осуществляет подрядчик или ОСТ, выполняющие работы.

5. Раскопка грунта в пределах охранной зоны подземной кабельной линии связи или линии радиофикации допускается только с помощью лопат, без резких ударов. Пользоваться ударными инструментами (ломами, кирками, клиньями, пневматическими или электрическими инструментами) запрещается.

6. При разработке котлованов на трассе подземной кабельной линии связи подрядчик, ОСТ производит защиту кабеля от повреждений в следующем порядке:

• кабель, следуемый параллельно нефтепроводу и проложенный в непосредственной близости полностью откапывается ручным способом и переносится в сторону в заранее подготовленную траншею, позволяющую обеспечить его сохранность. В случае невозможности выполнения данного требования, перед началом ремонтных работ производится прокладка нового кабеля параллельно существующему. Данные работы в соответствии с правилами [1], пункт 27 выполняются за счёт средств заказчика;

• кабель, проложенный в трубах (блоках), раскапывается ручным способом только до верхнего края трубы (блока). Затем прокладывается балка, необходимая для подвески указанного кабеля. После этого продолжается раскопка грунта до нижнего края трубы (блока), производится подвеска кабеля и затем дальнейшее разрытие грунта;

• при разработке траншеи или котлована ниже уровня залегания подземного кабеля связи или в непосредственной близости от него должны быть приняты меры к недопущению осадки и оползания грунта;

• при пересечении кабеля связи первоначально определяется его местоположение, выполняется шурфование, вручную производится его открытие на длину, позволяющую свободно уложить его в защитный кожух из швеллера, длиной, равной ширине траншеи плюс 2 м с каждой стороны траншеи. Внутри и снаружи кожух обработать защитным антикоррозионным составом. Кожух по всей длине соединить болтовыми соединениями на расстоянии не более 1 м с каждой стороны. Для установки болтовых соединений приварить петли.

Отогревание мерзлого грунта в зоне расположения подземных кабелей связи должно производиться так, чтобы температура грунта не вызывала повреждения оболочки и изоляции жил кабеля связи. Разработка мерзлого грунта с применением ударных механизмов запрещается.

7. Засыпка траншеи в месте пересечения подземных кабелей связи производится слоями грунта толщиной не более 0,1 м, с тщательным уплотнением. В зимних условиях засыпка производится песком или талым грунтом.

8. Траншея засыпается вместе с балками и коробами, в которых были уложены кабели связи, о чем составляется акт на скрытые работы.

9. После завершения работ по ремонту нефтепровода кабель связи возвращается на своё место. За счёт средств заказчика проводится полный комплекс измерений, проверка герметичности оболочки кабеля. В случае соответствия параметров кабеля связи нормам производится его засыпка. При несоответствии нормам проводится комплекс работ по доведению его до нормативного состояния или замена кабеля.

10. В данном разделе указаны мероприятия по защите кабеля связи ОАО «Связьтранснефть». Мероприятия по обеспечению сохранности кабелей других организаций необходимо выполнять согласно ТУ владельца.

7. Врезка вантузов в нефтепровод

1. Назначение и место установки вантузов

1. Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска ГВС при заполнении нефтепровода.

2. Места установки вантузов зависят от их назначения.

Порядок установки, регистрации и ликвидации вантузов на ЛЧ МН определяет ОР-16.01-60.30.00-КТН-098-1-05.

Вантузы для откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) «катушке» или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения нефтепровода. Вантузы на вырезаемой «катушке» монтируются в соответствии со схемой, показанной на рисунке 7.1, и с соблюдением размеров, указанных в таблице 7.1.

Допускается врезка вантуза в вырезаемую «катушку» в нижнюю образующую трубы. Все смонтированные вантузы на «катушке» для откачки нефти должны быть вырезаны вместе с «катушкой».

3. Постоянные вантузы должны устанавливаться с применением муфтовых, разрезных, разрезных штампосварных тройников или неразрезных вантузных тройников. Постоянные вантузы с момента установки на нефтепровод должны подвергаться наружной диагностике методами НК. Проведение технической диагностики установленных вантузов (всех типов разрезных тройников с патрубками) следует выполнять в сроки, установленные в РД-19.100.00-КТН-192-10.

4. Количество и диаметр врезаемых для откачки нефти вантузов зависят от объема откачиваемой нефти из ремонтируемого участка нефтепровода, диаметра опорожняемого участка, профиля трассы, количества и производительности насосных агрегатов.

5. Определение мест впуска воздуха, количества и диаметра вантузов и технологических отверстий для впуска воздуха производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-362-09.

6. Определение мест выпуска ГВС, количества и диаметра вантузов для выпуска ГВС производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-363-09.

1 – вантузная задвижка; 2 – патрубок; 3 – усиливающая накладка; 4 – нефтепровод; 5 – продольный сварной шов; 6 – поперечный сварной шов; 7 – фланец.

А – расстояние между вантузами;

b – ширина усиливающей накладки;

d –диаметр вантуза (патрубка);

D – диаметр нефтепровода;

h – высота патрубка вантуза (определяется техническими параметрами приспособления применяемого для вырезки отверстия в нефтепроводе и приспособления типа «Пакер» для последующей ликвидации вантуза);

С – минимальное расстояние между усиливающими накладками

Рисунок 7.1 – Схема монтажа вантузов на нефтепроводе на вырезаемой (удаляемой) катушке

Таблица 7.1  Конструктивные размеры

2. Требования к конструкции вантузов

1. Для установки на трубопровод должны применяться конструкции вантузов в соответствии с ОТТ-25.160.00-КТН-068-10:

• патрубки с усиливающими накладками и без них (выбор определяется согласно ОТТ-25.160.00-КТН-068-10), вантузные патрубки без/с усиливающей накладкой предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа на период выполнения ремонтных работ (с последующей их вырезкой) для откачки нефти на вырезаемой (удаляемой) «катушке» (см. рисунок 7.1);

• муфтовые тройники заводского изготовления (П8) предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа;

• разрезные вантузные тройники (П9) предназначены для установки на нефтепроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа;

• разрезные штампосварные тройники (П9ВД) предназначены для установки на нефтепроводы с рабочим давлением свыше 6,3 МПа;

• неразрезные вантузные тройники заводского изготовления, устанавливаемые при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте нефтепровода. Неразрезные вантузные тройники применяются на нефтепроводах с рабочим давлением до 14 МПа.

В конструкциях вантузов должны применяться задвижки фланцевые или имеющие одну сторону под приварку, другую – фланцевую.

Конструктивное исполнение тройников (разрезных и неразрезных) должно соответствовать требованиям ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

2. Разрезные тройники узла врезки вантуза изготавливаются из стали класса прочности, аналогичной классу прочности стали трубы. Параметры муфтовых и разрезных тройников определяются согласно ТУ предприятий-изготовителей, включенных в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

Патрубки для узлов врезки вантуза должны изготавливаться из стали 09Г2С категории 12 (13,14) по ГОСТ 19281 или её аналогов.

Патрубок временного вантуза, устанавливаемого для откачки нефти на вырезаемой (удаляемой) «катушке», должен изготавливаться в соответствии с требованиями к приварным муфтам и патрубкам для ремонта действующих МН согласно ТУ, включенным в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

Патрубки для тройников (П8, П9, П9ВД) должны быть изготовлены в заводских условиях.

3. В качестве уплотнительной прокладки для фланцевого соединения вантуза (фланцевых соединений, заглушек) должны применяться армированные прокладки из терморасширенного графита или прокладки из паронита, работоспособные во всем интервале рабочих температур и давлений в заданных рабочих средах и изготовленные по ТУ, включенным в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

4. Усиливающая накладка вантузного патрубка при его установке для откачки нефти на вырезаемой (удаляемой) «катушке» изготавливается из трубы, соответствующей диаметру и материалу трубы нефтепровода. Усиливающая накладка должна иметь ширину 0,4 диаметра патрубка, но не менее 100 мм, толщину, соответствующую толщине стенки нефтепровода, и иметь технологическое отверстие диаметром от 4 до 6 мм на расстоянии 50 мм от внешнего края по радиальной оси. Диаметр внутреннего отверстия в усиливающей накладке должен превышать наружный диаметр патрубка на 2÷4 мм.

Не допускается применение разрезных усиливающих накладок.

Не допускается изготовление усиливающих накладок из термоупрочненных сталей и дисперсионно-твердеющих сталей.

Подгонка усиливающей накладки к трубе производится на шаблоне.

Внешние дефекты на поверхности усиливающей накладки (трещины, выбоины и т.п.) не допускаются.

5. В качестве вантузной запорной арматуры следует применять задвижки стальные клиновые полнопроходные, задвижки стальные шиберные, краны шаровые стальные (далее – вантузные задвижки), вид климатического исполнения «У1» или «ХЛ1» по ГОСТ 15150 с ручным управлением или электроприводом, с номинальным давлением не менее РN=6,3 МПа и изготовленные по ТУ, включенным в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

Для нефтепроводов с рабочим давлением свыше 6,3 МПа следует применять вантузные задвижки с условным проходом 200 мм, номинальным давлением РN=16 МПа и с фланцами, выполненными по ГОСТ 12815, в исполнении 3, соответствующие требованиям ОТТ-23.060.30-КТН-246-08 для шиберных задвижек, ОТТ-75.180.00-КТН-164-10 для клиновых задвижек.

6. Гидравлическое испытание вантузов должно производиться на специальных испытательных стендах в условиях ЦБПО (БПО, ЦРС) по инструкции, утверждаемой главным инженером ЦБПО (РНУ).

Величина рабочего давления на тройниковую муфту и патрубок ответвления гарантируется предприятием-изготовителем и указывается в паспорте на разрезной тройник.

Гидравлическое испытание вантузной задвижки производится водой (при отрицательных температурах незамерзающей жидкостью). Испытание на прочность производится давлением Р_исп,=1,5·РN, на герметичность  давлением Р_исп,= РN. Время испытания на прочность должно составлять 24 часа, на герметичность - 12 часов.

Конструкция считается выдержавшей испытания при отсутствии деформаций корпуса задвижки и патрубка, отсутствии на них утечек и отпотин.

Гидравлическое испытание на герметичность затвора вантузной задвижки проводится водой (при отрицательных температурах незамерзающей жидкостью) давлением Р_исп=1,1·РN со стороны приваренного патрубка при закрытом затворе и демонтированной заглушке с другой стороны задвижки. Время испытания затвора задвижки на герметичность – 0,5 часа. Герметичность затвора запорной арматуры должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544.

Результаты испытаний оформляются актом комиссии назначенной приказом по ЦБПО (БПО, ЦРС) и утверждаемым главным инженером ЦБПО (РНУ) по форме приложения к паспорту в соответствии с приложением Б настоящего документа.

7. Маркировка вантуза. На патрубке несмываемой краской наносится маркировка со следующими данными:

• ОСТ (изготовитель);

• номер;

• величина рабочего давления, МПа;

• диаметр вантуза, мм.

8. На каждый изготовленный вантуз должен быть оформлен паспорт (приложение Б).

3. Требования к монтажу и приварке вантуза к нефтепроводу

1. Производство работ по врезке вантузов должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР. При разработке ППР и определении места врезки должен быть проанализирован отчёт по последней внутритрубной диагностике для оценки дефектности трубы нефтепровода на предполагаемом участке врезки. На участке врезки вантуза в нефтепровод должны отсутствовать недопустимые дефекты.

2. Все операции по монтажу и приварке вантуза к нефтепроводу должны проводиться в присутствии представителя технического надзора.

3. Место врезки должно удовлетворять следующим требованиям:

• расстояние от кольцевого стыкового шва основной трубы до кольцевого углового шва узла врезки разрезного тройника должно быть не менее 500 мм;

• для вантуза, устанавливаемого на вырезаемой (удаляемой) «катушке», расстояние между внешним сварным швом усиливающей накладки и поперечным сварным швом на нефтепроводе должно быть не менее 100 мм. Расстояние между внешним сварным швом усиливающей накладки и продольным либо спиральным швом на трубе должно быть не менее 100 мм;

• расстояние от запорной арматуры должно быть не менее 3,0 м.

4. Перед установкой вантуза необходимо удалить изоляционное покрытие на расстоянии до 100 мм от внешних сварных швов разрезного тройника (усиливающей накладки), поверхность трубы нефтепровода очистить от грязи, ржавчины и окалины. Освобожденный от изоляции участок трубы должен быть подвергнут обработке до металлического блеска. Очистка металлической поверхности трубы осуществляется механическим способом (шлифмашинка с металлической щеткой) или вручную с помощью металлических щеток.

5. Поверхность разрезного тройника, усиливающей накладки, патрубка с наружной и внутренней сторон должна быть очищена при помощи шлифмашинки с металлической щеткой от защитного покрытия (грунта), ржавчины и грязи на ширину не менее 20 мм от свариваемой кромки.

6. Усиление заводского шва на участке установки разрезного тройника плюс 50 мм в каждую сторону от него удаляют с помощью шлифовальных машинок. Остаточная высота усиления должна находиться в пределах от 0,5 до 1,0 мм, применяемый инструмент не должен оставлять на поверхности трубы рисок глубиной более 0,2 мм.

7. Очищенную поверхность участка нефтепровода под врезку подвергают обследованию в следующей последовательности: ВИК, УЗК, ПВК.

8. Длина контролируемого участка определяется из расчета длины разрезного тройника плюс не менее 100 мм в обе стороны от него. Контроль стенки трубы в месте приварки патрубка и усиливающей накладки (для вантуза, устанавливаемого на вырезаемой (удаляемой) «катушке») должен проводиться на ширине не менее 50 мм по обе стороны от линии сварки.

9. В случае наличия в контролируемой зоне любых дефектов приварка к трубе не допускается.

10. Сборку полумуфт разрезных тройников на трубе следует производить с помощью специализированных сборочных приспособлений и наружных центраторов типа ЦЗ, ЦЗН, ЦГН или аналогичных им. Параметры сборки должны соответствовать требованиям РД-23.040.00-КТН-386-09.

11. Привариваемый торец патрубка, устанавливаемый на вырезаемой (удаляемой) «катушке», подгоняется с применением шаблонов для различных диаметров труб и патрубков. Торец патрубка должен быть обработан для обеспечения зазоров под сварку с учетом фактической овальности наружной стенки трубы в месте приварки.

12. Контроль перпендикулярности патрубка и основной трубы производят с помощью металлического угольника или маятникового угломера.

13. При разработке проектной документации конструктивное исполнение и технология сварочно-монтажных работ по установке разрезных тройников и патрубков должны соответствовать РД-23.040.00-КТН-386-09, ОТТ-25.160.00-КТН-068-10, РД-75.180.00-КТН-193-08, РД-75.180.00-КТН-209-10.

14. При приварке разрезных тройников и патрубков к нефтепроводу рабочее давление в нефтепроводе определяется расчетом в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09 и РД-25.160.10-КТН-004-08.

15. При проведении работ по врезке вантузов должен быть организован контроль воздушной среды в рабочей зоне.

16. Сварка вантузов должна производиться в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10 и РД-23.040.00-КТН-386-09.

4. Контроль сварных соединений

1. Неразрушающий контроль качества сварных соединений осуществляется в объеме и порядке, указанными в проектной документации. При отсутствии указаний в проектной документации контроль проводится в соответствии с настоящим разделом и требованиями РД-19.100.00-КТН-001-10.

2. При визуальном контроле оценивается качество формирования сварных швов, отсутствие наплывов, выходящих на поверхность дефектов, незаваренных кратеров и видимых подрезов.

3. Сварные соединения, которые по результатам визуального контроля не соответствуют требованиям РД-19.100.00-КТН-001-10, не подлежат дальнейшему контролю до устранения выявленных дефектов.

4. Ремонт недопустимых дефектов сварных соединений, обнаруженных при проведении контроля, проводят в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09.

5. Все отремонтированные участки сварных соединений подлежат повторному контролю качества в соответствии с п.7.4.1 настоящего документа в объеме 100 %.

5. Вырезка отверстия

1. Приспособление для вырезки отверстий должно быть рассчитано на рабочее давление не ниже 6,3 МПа, иметь инструкцию по эксплуатации, утверждённую главным инженером ОСТ, паспорт завода-изготовителя и разрешение Ростехнадзора на применение.

2. Приспособление для вырезки отверстий должно иметь устройство, предотвращающее падение вырезанной части в полость нефтепровода.

3. Для работы с приспособлением по вырезке отверстий в нефтепроводе допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний.

4. Диаметр вырезаемого отверстия в ремонтируемом нефтепроводе должен быть меньше внутреннего диаметра патрубка 10÷15 мм, но не менее значений диаметров указанных в таблице 7.2.

Таблица 7.2  Диаметры отверстий патрубков

5. Выполнение операций по монтажу приспособления на вантуз (патрубок) и его демонтажу должно осуществляться с отключенной от энергоустановки (щита управления) сетевой вилкой пульта управления.

На силовом кабеле недолжно быть внешних повреждений, соединительных муфт, «скруток».

6. Вырезка отверстия в трубопроводе должна производиться при давлении среды в месте вырезки, не превышающем максимального давления, определенного паспортными характеристиками приспособления.

7. После вырезки отверстия необходимо:

• шток с фрезой/сверлом приспособления вывести из полости нефтепровода за запорный орган задвижки;

• закрыть вантузную задвижку;

• сбросить давление из корпуса приспособления и демонтировать его;

• установить на вантузную задвижку фланцевую заглушку (фланец с эллиптической заглушкой или заводскую заглушку).

Установленная фланцевая заглушка демонтируется при обвязке насосного агрегата или монтаже воздухоспускного трубопровода.

7.5.8 На установленный вантуз исполнителем работ должна быть составлена исполнительная документация. Перечень оформляемой приемо-сдаточной документации приведен в приложении В настоящего документа.

6. Обустройство вантузов

1. Исполнитель работ (ЛЭС, ЦРС) после окончания ремонтных работ, но до начала перекачки нефти по нефтепроводу, должна закрыть неиспользуемые в дальнейших операциях вантузные задвижки, а на фланцы - установить фланцевые заглушки.

При герметизации вантуза с помощью герметизирующей пробки должны быть выполнены следующие операции:

• установить герметизирующую пробку;

• демонтировать вантузную задвижку;

• установить фланцевую заглушку;

• установить крышку вантузного колодца;

• выполнить засыпку легкоизвлекаемым грунтом.

Временные вантузные задвижки после завершения работ подлежат ликвидации с помощью приспособления «Пакер» в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09. После ликвидации вантузной задвижки исполнитель работ оформляет исполнительную документацию в соответствии с требованиями ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

Исполнительная документация на установленные и ликвидированные с помощью приспособления «Пакер» вантузные задвижки является неотъемлемой частью исполнительной документаций на нефтепровод и хранится совместно с ней.