После заполнения нефтепровода нефтью необходимо:

• выполнить операции, указанные в п.7.6.1 настоящего документа;

• нанести антикоррозионную изоляцию места врезки вантуза (тройников - П8, П9, П9ВД) по технологии в соответствии с разделом 17 настоящего документа;

• на вантузную задвижку установить защитный колодец с запирающейся на замок крышкой и ограждением. Защитный колодец и ограждение выполнить в соответствии с требованиями раздела 6 ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05;

• выполнить засыпку тройников (П8, П9, П9ВД) ликвидированных вантузов.

1. ОСТ на основании представленной исполнительной документации должно обеспечить внесение изменений в паспорт и технологическую схему нефтепровода (НПС) в соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-039-08, ОР-03.100.50-КТН-136-08, ОР-03.100.50-КТН-221-10.

8. Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

1. Порядок организации работ по промывке линейных задвижек и проверке их на герметичность

1. До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости шиберных задвижек и посадочного паза затвора клиновых задвижек, проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения внутренней полости шиберной задвижки и посадочного паза затвора клиновой задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.

2. Работы по промывке и проверке герметичности затворов должны выполняться по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью ППР.

В состав плана мероприятий должно входить:

• составление порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;

• определение сил и средств для выполнения работ;

• подготовка персонала и технических средств;

• подготовка и обеспечение связи между производителем работ и оператором НПС, диспетчером РДП (ТДП).

2. Порядок промывки задвижек

1. Промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

2. Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке:

- разработка режима работы нефтепровода, при котором будет осуществляться промывка задвижек, режим работы должен быть утвержден главным инженером ОСТ;

- оформление наряда-допуска на промывку задвижек;

- согласование с диспетчерской службой РНУ, ОСТ порядка проведения работ;

- организация обеспечения устойчивой связи между производителем работ и оператором НПС, диспетчером РДП (ТДП);

- установка манометров (не ниже класса точности 1 с ценой деления не более 0,05 МПа) до и после проверяемых задвижек в соответствии с приведенной схемой (рисунок 8.1).

ЛЗ₁, ЛЗ₂ - линейные задвижки; Р₁, Р₂ - давление на выходе предыдущей НПС и давление на приеме последующей НПС; 1, 2, 3, 4, 5, 6, - манометры.

Рисунок 8.1 – Схема установки манометров при промывке линейных задвижек

3. При промывке затвор задвижки прикрывается на 65-80 %. При этом давления на выкиде предыдущей и приеме последующей НПС, должны соответствовать следующим требованиям:

   • Р₁ на выкиде предыдущей НПС после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе, установленные технологической картой защит данного МН;

   • Р₂ на приеме последующей насосной станции должно быть не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления, установленные технологической картой защит данного МН.

4. Управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке:

• прикрыть с помощью электропривода задвижку до 50 % хода затвора;

• по истечении 3 мин. после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, установленным до и после задвижки, и записать показания манометров в журнал;

• произвести ступенчатое прикрытие задвижки с помощью электропривода с шагом 5 % величины перемещения запорного органа на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления;

• после выполнения прикрытия задвижки на 60 % дальнейшую операцию проводить вручную.

5. Промывка полости задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина ΔР=0,2 МПа в течение не менее 30 мин. при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного времени задвижку следует открыть и приступить к промывке паза другой задвижки.

6. Промывка внутренней полости корпуса шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод, при этом объем нефти, сбрасываемой в передвижную емкость, должен быть равным трем объемам подшиберного пространства.

7. По результатам промывки вносится учетная запись в паспорт (формуляр) запорной арматуры.

3. Порядок проверки герметичности задвижек

1. Проверка герметичности задвижек осуществляется путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки.

2. После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.

Снижение давления осуществляется сбросом нефти в подготовленные ёмкости, откачкой в параллельный нефтепровод или за закрытую задвижку.

Для контроля герметичности затвора создается перепад давления в диапазоне от 0,1 до 0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

3. Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже класса точности 1 с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.

Контроль герметичности затвора арматуры проводится с применением акустических приборов (акустико-эмиссионные течеискатели).

4. Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов (течеискателей), установкой датчика на корпус запорной арматуры, свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.

5. При выявлении негерметичности затвора проверяемой задвижки необходимо выполнить повторную промывку задвижки в порядке, определенном п.8.2 настоящего документа.

6. В случае отрицательного результата ОСТ разрабатывает мероприятия по восстановлению герметичности задвижки (проведение среднего ремонта, замена). Работы по восстановлению герметичности задвижки необходимо совместить с последующей плановой остановкой нефтепровода.

7. Результаты контроля герметичности затвора запорной арматуры оформляются актом установленной формы, вносится учётная запись в паспорт (формуляр) запорной арматуры в соответствии с требованиями ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05.

4. Организационно-технические мероприятия по отводу протечек нефти при негерметичности задвижек

1. В случае негерметичности задвижки, которая выявлена в процессе производства работ, должны быть выполнены мероприятия по отводу протечек и исключения попадания нефти к месту производства работ. Работы по отводу протечек должны выполняться по отдельным нарядам-допускам.

2. В мероприятиях по отводу протечек должны быть предусмотрены:

а) место отвода протечек с привязкой к трассе МН и геодезическим отметкам;

б) при величине утечки:

• более 10 л/мин - врезка вантуза;

• до 10 л/мин - сверление отверстий диаметром от 8 до 12 мм ручной или пневмодрелью в низшей точке профиля между негерметичной задвижкой и местом производства работ, но не ближе 100 м от места производства работ.

В просверленные отверстия на верхней образующей трубы устанавливаются маркеры-флажки на алюминиевом стержне для контроля уровня нефти в трубопроводе и последующего контроля за заваркой отверстий;

в) порядок отвода (откачки) нефти и применяемые средства с учетом объемов поступающей нефти – откачка в параллельный нефтепровод насосным агрегатом, откачка в амбар, резинотканевые резервуары, сборно-разборные емкости или автоцистерны. При отводе протечек должен быть установлен постоянный контроль за уровнем нефти в трубопроводе и выполнены мероприятия, недопускающие поступление нефти или увеличение избыточного давления газа перед герметизаторами (глиняными тампонами);

г) метод ликвидации:

• забивка «чопиков» диаметром от 8 до 12 мм в просверленные отверстия с последующей их обваркой в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09 и РД-75.180.00-КТН-193-08;

• ликвидация вантуза с помощью приспособления «Пакер».

3. Маркеры-флажки после заварки отверстий сдаются ответственному за проведение работ, который ведет учет количества выданных и сданных флажков с целью исключения наличия незаваренных отверстий.

4. До сброса нефти резинотканевые резервуары, сборно-разборные емкости, автоцистерны должны быть заземлены и между ними и трубопроводом установлены перемычки из гибкого медного кабеля сечением не менее 16 мм². Соединение перемычек (токоотводов) к заземлителю необходимо выполнять на болтовых соединениях, переходное сопротивление должно быть не более 0,05 Ом.

Временные трубопроводы через каждые 300 м должны быть заземлены.

9. Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и отключение участка

1. Остановка перекачки нефти по нефтепроводу осуществляется путем остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в инструкции ОСТ о порядке пуска и остановки нефтепроводов, утвержденной главным инженером ОСТ. Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и процедура отключения ремонтируемого участка проводится под руководством диспетчера РДП (ТДП).

2. Остановка перекачки нефти по нефтепроводу для выполнения ремонтных работ должна проводиться на основании разрешения ОАО «АК «Транснефть» на остановку нефтепровода. Заявка для получения разрешения на остановку нефтепровода оформляется ОСТ в соответствии с требованиями, предусмотренными ОР-75.200.00-КТН-366-09.

3. Остановка перекачки нефти по нефтепроводу должна проводиться после завершения подготовительных мероприятий перед началом ремонтных работ, предусмотренных ППР, и осуществляться диспетчерской службой ОСТ по согласованию с диспетчерским управлением ОАО «АК «Транснефть».

4. Приказом по РНУ назначаются лица, ответственные за выполнение технологических переключений при производстве ремонтных работ на ЛЧ МН или НПС. Ответственный за закрытие задвижек проверяет полноту закрытия всех задвижек (с ручным приводом, с электроприводом, с местным управлением, с телемеханическим управлением) и по результатам проверки представляет сообщение (телефонограммой) диспетчеру РДП РНУ о закрытии задвижек с указанием их номеров.

5. После закрытия задвижек электропитание должно быть отключено, созданы видимые разрывы путем отсоединения кабеля от силового автомата и вывешены плакаты «Не включать – работают люди!». Кроме того, должны быть приняты меры, исключающие несанкционированное открытие задвижек в ручном режиме (снятие штурвалов или блокировка их вращения, вывешивание плакатов – «Не включать – работают люди!»).

10. Откачка нефти из отключенного участка

1. Требования к технологической обвязке передвижных насосных агрегатов

1. К ВТП обвязки ПНУ (МОНА), подпорных насосных установок относятся: трубы ПМТ (СРТ) или гибкие плоскосварачиваемые рукава, всасывающие и напорные рукава, переходники, тройники, отводы, отсекающие задвижки, обратные клапаны, собранные в приемную и выкидную линию. Передвижные насосные установки ПНУ (МОНА) должны быть укомплектованы обратными клапанами, отсекающими задвижками, поверенными ультразвуковыми расходомерами.

2. Каждый элемент ВТП должен быть испытан на заводское испытательное давление, пронумерован несмываемой краской, иметь паспорт (сертификат) завода-изготовителя. Периодичность испытания элементов ВТП, кроме рукавов – 1 раз в год, для рукавов – 1 раз в 6 месяцев.

3. Запрещается использовать элементы ВТП с дефектами. К таким дефектам относятся: вмятины, гофры, риски, задиры, сколы, трещины, коррозионные повреждения, рукава с отслоенной оплеткой и т.п.

2. Типовые технологические схемы откачки при освобождении участка нефтепровода от нефти

1. Освобождение ремонтируемого участка нефтепровода от нефти производится после остановки перекачки нефти или без остановки перекачки нефти при возможности переключения на резервную нитку ППМН или лупинг, и закрытия линейных задвижек, отсекающих ремонтируемый участок.

2. В зависимости от организации приема нефти освобождение эксплуатируемых МН (участка МН) должно выполняться по следующим схемам:

а) в резервуары НПС;

б) в нефтепровод, проходящий в одном техническом коридоре при параллельном следовании или взаимном пересечении, лупинг, резервную нитку (далее - в параллельный МН);

в) во временные (амбары, резинотканевые резервуары) или передвижные емкости.

3. Технологии освобождения эксплуатируемых МН (участка МН) с приемом нефти в резервуары НПС приведены на рисунке 10.1.

Рисунок 10.1 - Технологии освобождения участка МН с приемом нефти в резервуары НПС

4. Технологии освобождения эксплуатируемых МН (участка МН) с приемом нефти в параллельный нефтепровод приведены на рисунке 10.2.

Р исунок 10.2 - Технологии освобождения нефтепровода с приемом нефти в параллельный нефтепровод

5. Технологии освобождения эксплуатируемых МН (участка МН) с приемом нефти во временные и передвижные емкости приведены на рисунке 10.3.

Рисунок 10.3 - Технологии освобождения нефтепровода с приемом нефти во временные и передвижные емкости

3. Требования к освобождению нефтепроводов

10.3.1 Общие требования

1. Производство работ по освобождению участков нефтепровода от нефти должно выполняться по нарядам-допускам и соответствовать требованиям, указанным в ППР.

Выбор технологии освобождения МН (участка МН) от нефти должен определяться исходя из обеспечения полного освобождения внутренней полости трубопровода от нефти до нижней образующей трубы на расстоянии от места производства ремонтных работ не менее 40 м.

Освобождение участка МН с рабочим давлением до 6,3 МПа включительно производится согласно РД-75.180.00-КТН-399-09.

Освобождение участка МН с рабочим давлением свыше 6,3 МПа производится согласно ОР-75.180.00-КТН-367-09.

2. Схемы откачки-закачки должны обеспечивать использование проектных и врезку минимального количества дополнительных вантузов.

3. Во всех случаях независимо от принятой схемы откачки нефти в опорожняемый нефтепровод должен быть организован впуск воздуха. Впуск воздуха должен осуществляться на участках с наиболее высокими геодезическими отметками через вантузы или просверленные дрелью (с ручным, пневмоприводом) технологические отверстия диаметром от 8 до 12 мм.

4. На весь период производства работ в местах впуска воздуха в нефтепроводе должно быть обеспечено поддержание атмосферного давления. В местах впуска воздуха должен быть обеспечен контроль за движением воздуха через вантуз (технологические отверстия) и уровнем нефти в нефтепроводе.

5. Запрещается вытеснение нефти из нефтепровода воздухом. Запрет распространяется на освобождение участка нефтепровода от нефти для производства ремонтных работ, так и на вытеснение остатков нефти перед демонтажем отключенных участков после окончания ремонтных работ.

6. Для контроля за объемом откачанной нефти и учета работы насосных установок ответственный за проведение работ ведет «Журнал регистрации объемов откаченной нефти» и «Журнал учета работы насосных установок», формы которых приведены в приложении Г настоящего документа.

10.3.2 Требования к освобождению участков нефтепроводов с использованием откачивающих агрегатов

1. При выполнении работ по освобождению нефтепровода передвижными откачивающими агрегатами должны выполняться следующие требования к размещению техники и оборудования на подготовленных площадках (рисунок 10.4):

а) расстояние от ПНУ до места откачки-закачки должно быть не менее 50 м;

б) расстояние между ПНУ – не менее 8 м;

в) расстояние от ПНУ до подпорного агрегата – не менее 40 м;

г) расстояние от ДЭС до подпорных насосных агрегатов и места откачки/закачки–не менее 50 м;

д) расстояние от места стоянки техники до ПНУ, подпорного насосного агрегата, ремонтного котлована – не менее 100 м;

е) расстояние от пожарной автоцистерны до мест откачки и закачки нефти, ПНУ, котлована - не менее 30 м.

2. Максимально возможное давление в точке закачки нефти при работе ПНУ (МОНА) не должно превышать значений, установленных РД-75.180-00-КТН-399-09, ОР-75.180.00-КТН-367-09.

3. Количество необходимых для откачки насосных агрегатов определяется согласно РД-75.180.00-КТН-362-09.

4. Монтаж и подключение нефтепроводной обвязки к вантузам откачки-закачки и насосным агрегатам с последующим гидравлическим испытанием ВТП должны производиться согласно РД-75.180.00-КТН-399-09, ОР-75.180.00-КТН-367-09.

Типовая схема сборки элементов обвязки ПНУ (МОНА) приведена на рисунке 10.5.

Типовые схемы обвязки вантуза приведены на рисунках 10.6, 10.7, 10.8.

5. При протяженности выкидных линий насосных агрегатов до 500 м и работе одного насосного агрегата монтируется ВТП диаметром 150 мм.

6. При протяженности выкидных линий насосных агрегатов от 500 до 1000 м и работе двух насосных агрегатов монтируются стальной нефтепровод диаметром 250 мм или три напорных линии ВТП диаметром 150 мм с установкой отсекающих задвижек через каждые 250 м.

7. Для проверки наличия нефти в месте производства работ и на расстоянии не менее 40 м от места производства работ необходимо выполнить сверление контрольных отверстий диаметром 12 мм. Далее данное отверстие должно использоваться для контроля уровня нефти и избыточного давления газов или вакуума в нефтепроводе.

8. Технические характеристики приспособления для откачки нефти с нижней образующей нефтепровода приведены в приложении Д.

1 – ремонтируемый нефтепровод; 2 – ремонтный котлован; 3 – подпорный насос; 4 – передвижная насосная установка; 5 – место стоянки техники; 6 – дизельная электростанция; 7 – пожарный автомобиль

Рисунок 10.4 – Схема размещения техники при освобождении нефтепровода способом откачки с применением ПНУ

17

1 – освобождаемый нефтепровод; 2 – нефтепровод закачки; 3 – вантуз откачки;

4 – подпорный насос; 5 – ПНУ; 6 – затвор обратный; 7 – вантуз закачки; 8 – рукав всасывающий; 9 – рукав напорный; 10, 11 – ВТП; 12 – запорная арматура; 13 – тройник ВТП; 14 – переходник для подключения передвижных поршневых и вакуумных агрегатов; 15 – манометр; 16 – горизонтальный отвод 90º; 17 – пожарный автомобиль; 18 – котолован

Рисунок 10.5 – Схема сборки элементов обвязки ПНУ (МОНА)

1 – магистральный нефтепровод; 2 – вантуз; 3 – обратный клапан; 4 – манометр; 5 – отвод 90; 6 – рукав напорный; 7 – фланцевое соединение; 8 – сварное соединение; 9 – замок СРТ; 10 – горизонтальные опоры, поддерживающие обвязку ВТП; 11 – приставная лестница

Рисунок 10.6 – Схема обвязки вантуза закачки

11. Вырезка «катушек», задвижек, соединительных деталей

1. Порядок организации работ по вырезке «катушек», задвижек, соединительных деталей

   1. Вырезка «катушки», запорной арматуры (задвижек, запорных клапанов и т.д.) и соединительных деталей (далее – «катушка») должна производиться одним из методов:

• безогневым методом;

• с применением энергии взрыва (УКЗ, ШКЗ).

Производство работ по вырезке «катушки» должно выполняться по нарядам-допускам и в соответствии с требованиями, указанными в ППР и инструкции по эксплуатации МРТ.

В нефтепроводе на месте вырезки «катушки» перед началом и на весь период производства работ должно быть обеспечено поддержание атмосферного давления. На вантузах для впуска воздуха, а также на вантузе на вырезаемой катушке должен быть обеспечен контроль за движением воздуха через вантуз и уровнем жидкости в нефтепроводе и выполнены мероприятия по предотвращению попадания нефти к месту вырезки «катушки».

За 24 часа до начала вырезки «катушки» должны быть отключены станции катодной и дренажной защиты нефтепровода на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.

2. Длина вырезаемой «катушки» должна превышать длину дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не менее диаметра нефтепровода. При установке герметизатора (типа «Кайман», ГРК) длина вырезаемой катушки определяется в соответствии с требованиями п.12.1.1 настоящего документа.

3. Перед началом работ по резке труб ремонтный котлован должен быть подготовлен в соответствии с требованиями п.6.2 в нормальных условиях и п.6.3 в местах с высоким уровнем грунтовых вод и на болотах.

4. До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки в зависимости от способа выполнения операции должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм  при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм  для МРТ. Поверхность нефтепровода в местах резки должна быть очищена от остатков клея, праймера и мастики.

Перед установкой МРТ или зарядов на нефтепровод котлован необходимо зачистить от остатков изоляционных материалов и замазученного грунта.

5. При проведении работ по вырезке «катушки» с применением МРТ контроль ГВС в котловане следует осуществлять каждые 30 мин. Для устранения загазованности должны применяться приточные вентиляторы с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении, оснащенные прорезиненными рукавами для подачи свежего воздуха в рабочую зону котлована и обеспечивающие восьмикратный обмен воздуха. Вентилятор должен размещаться с наветренной стороны на подготовленной ровной площадке вне котлована, на расстоянии не ближе 5 м от бровки. Заземление вентилятора должно выполняться в соответствии с требованиями п.19.5.8 настоящего документа.

Перед вырезкой «катушки» на нефтепроводе должна быть установлена шунтирующая перемычка из медного многожильного кабеля сечением не менее 16 мм². При ремонте нефтепровода на участках с наличием блуждающих токов электрифицированных железных дорог сечение перемычки должно быть рассчитано на максимальный ток дренажа, но не менее 50 мм². Вырезаемая «катушка» также шунтируется с нефтепроводом. При вырезке соединительного элемента (тройника) между собой шунтируются все подходящие нефтепроводы и вырезаемый элемент. Концы шунтирующих перемычек должны иметь медные кабельные наконечники. Крепление шунтирующих перемычек к нефтепроводу, гибким стальным лентам (хомутам) должно выполняться с помощью болтового соединения:

а) на невырезаемую часть нефтепровода – к гибким стальным лентам (хомутам), установленным с натяжкой на очищенную до металлического блеска поверхность трубы. Для выполнения соединения на хомуте должен быть приварен стальной болт с резьбой от М12 до М16;

б) на вырезаемую часть нефтепровода – к стальным болтам с резьбой от М12 до М16, приваренным к телу трубы при отсутствии загазованности в котловане.

Схемы установки шунтирующих перемычек на нефтепроводе представлены на рисунках 11.1  11.3.

Длина шунтирующих перемычек должна обеспечивать свободный проход МРТ и демонтаж вырезанной «катушки» из ремонтного котлована.

6. МРТ и другое применяемое оборудование при вырезке «катушки» безогневым методом должны иметь паспорта, формуляры, разрешение Ростехнадзора на применение.

7. При вырезке «катушки» взрывом должны применяться технологии и взрывчатые материалы, устройства и аппаратура для производства взрывных работ, на которые имеются разрешения Ростехнадзора.

1. Вырезка «катушки» с применением машин для резки труб

1. Вырезка «катушки» должна производиться машинами для резки труб с электроприводом (пневмо- или гидроприводом) во взрывобезопасном исполнении с частотой вращения режущего инструмента не более 60 об/мин и подачей не более 30 мм/мин. Инструкция по эксплуатации машин для резки труб разрабатывается на основании инструкции и паспорта предприятия-изготовителя, правил и норм безопасности, и должна включать в себя: требования по транспортировке, монтажу на нефтепровод, подготовке к работе и выполнению резки, демонтажу и хранению. Инструкция по эксплуатации машины утверждается главным инженером ОСТ.

2. Вырезка «катушки» должна осуществляться одновременно двумя МРТ. МРТ устанавливаются на трубе согласно инструкции по эксплуатации МРТ в соответствии со схемами вырезки «катушек», запорной арматуры и соединительных деталей (см. рисунки 11.1  11.3).

Установка МРТ на вырезаемую «катушку» при производстве резки – запрещается.

3. При вырезке тройника должны одновременно устанавливаться и работать три машины для резки трубы.

4. Работы при резке труб должны проводиться с соблюдением следующих требований и в последовательности:

1. до начала работ - проверить и убедиться в полной комплектности, исправности и работоспособности применяемого оборудования. Состояние электрооборудования должно соответствовать пп.19.5.7, 19.5.8 настоящего документа;

2. разметить место реза и установить МРТ на нефтепровод, при монтаже удерживать её грузоподъемным механизмом до тех пор, пока не будут натянуты цепи вокруг тела трубы;

3. установить энергоустановку (щит управления) на расстоянии не менее 30 м от места проведения работ;

1 – рабочий котлован; 2 – нефтепровод; 3 – МРТ; 4 – провод заземления МРТ со штырем; 5 – пульт управления МРТ; 6 – шунтирующая перемычка; 7 – приставная лестница;

8 – вантуз; 9 – гибкая стальная лента (хомут)

Рисунок 11.1 – Схема безогневой вырезки «катушки»

1 Рабочий котлован; 2 – нефтепровод; 3 – мрт; 4 – провод заземления мрт со штырем;

5 – пульт управления МРТ; 6 – шунтирующая перемычка; 7 – приставная лестница;

8 – запорная арматура; 9 – фундамент; 10 – гибкая стальная лента (хомут)

Рисунок 11.2 – Схема безогневой вырезки запорной арматуры

1  рабочий котлован; 2 – нефтепровод; 3  МРТ; 4 – провод заземления МРТ со штырем; 5  пульт управления МРТ; 6 – шунтирующая перемычка; 7 – приставная лестница; 8 – тройник; 9 – гибкая стальная лента (хомут)

Рисунок 11.3 – Схема безогневой вырезки тройника

4. выполнить подключение сетевой вилкой пульта управления МРТ к энергоустановке (щиту управления), заземлить МРТ и пульт управления МРТ;

5. проверить силовые кабели на отсутствие внешних повреждений и уложить их на инвентарные стойки;

6. подготовить емкость со смазочно-охлаждающей жидкостью вместимостью не менее 50 л и обеспечить постоянное охлаждение фрезы во время резки;

7. удерживать вырезаемую «катушку» грузоподъемным механизмом до окончания вырезки и последующего демонтажа;

9. произвести вырезку «катушки» в соответствии с инструкцией по эксплуатации МРТ, при круговом движении МРТ по внешнему периметру трубопровода не допускать попадания силового и заземляющего кабелей, шунтирующих перемычек в зону работы фрезы. Прокладку силового кабеля от МРТ до пульта управления МРТ выполнить таким образом, чтобы исключить его натяжение на весь период резки и прохождения МРТ по внешнему периметру трубы;

10. для избежания защемления режущего диска фрезы при резке труб, вызванного освобождением напряжений в трубе, необходимо вбивать клинья в надрез через каждые 250-300 мм на расстоянии от 50 до 60 мм от режущего инструмента. Клинья должны быть изготовлены из искробезопасного материала.

1. Грузоподъемные работы по монтажу и демонтажу МРТ, поддержке и удалению вырезаемой «катушки» должны выполняться с помощью грузоподъемных механизмов в соответствии с ПБ 10-382-00.

2. Выполнение операций по монтажу МРТ на трубу и её демонтажу с трубы должно осуществляться с отключенной от энергоустановки (щита управления) сетевой вилкой пульта управления МРТ.

3. Работа по вырезке «катушки» безогневым методом запрещается:

   • при неисправной и некомплектной МРТ;

   • при расстоянии между стенкой котлована и МРТ менее 1,5 м;

   • при наличии на силовом кабеле внешних повреждений, соединительных муфт, «скруток»;

   • при отсутствии заземления МРТ, пульта управления МРТ, энергоустановки (щита управления);

   • при наличии на фрезе выкрошенных зубьев, трещин и зон притуплений;

   • с не зафиксированным предохранительным кожухом на фрезе;

   • при скорости вращения фрезы более 60 об/мин и подачи более 30 мм/мин;

   • без равномерного постоянного охлаждения фрезы;

   • при наличии людей в рабочем котловане, не занятых непосредственно в работе по вырезке «катушки».

1. После окончания работ по вырезке «катушки» МРТ демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанной «катушки» и зачищается от замазученности.

3. Вырезка «катушки» с применением энергии взрыва

   1. Вырезка «катушки» с применением энергии взрыва должна проводиться по проекту производства взрывных работ в соответствии с ПБ 13-407-01, действующими инструкциями и положениями о порядке учета, хранения, использования и транспортирования взрывчатых материалов и технологии, согласованной с Ростехнадзором.

   2. Проект производства взрывных работ разрабатывается организацией, выполняющей взрывные работы (имеющей соответствующую лицензию Ростехнадзора) и утверждается главным инженером ОСТ, на объекте которого ведутся взрывные работы.

Работы по резке нефтепроводов выполняются бригадой, в состав которой входят ответственный за проведение работ (руководитель взрывными работами) и не менее двух взрывников.

На месте проведения взрывных работ должен быть выставлен пост с пожарным автомобилем и средствами пожаротушения. Для заполнения ремонтного котлована пеной предусмотреть дополнительный запас раствора пенообразователя в таре.

3. До начала взрывных работ должны быть отмечены границы опасной зоны и выставлены посты охраны. Все технические средства и персонал, не участвующие в установке зарядов и не указанные в наряде-допуске должны быть удалены за границы опасной зоны, установленной проектной документацией: для ШКЗ – 50 м, для УКЗ-П – 300 м.

Все электроустановки, кабели, контактные и другие провода воздушной прокладки, находящиеся в опасной зоне, в которой монтируется электровзрывная сеть, обесточиваются с момента монтажа сети до окончания взрывных работ.

При проведении работ в ночное время обеспечивается освещенность места работы и опасной зоны соответственно не менее чем 50 и 20 лк.

Принимаются меры по защите оборудования и сооружений от осколков и воздействия взрывной волны.

Взрывники могут приступать к выполнению работ только после выполнения всех подготовительных операций и получения уведомления о готовности объекта к производству взрывных работ.

4. При использовании энергии взрыва запрещается:

• применение технологий и оборудования, не имеющих разрешения Ростехнадзора;

• допуск рабочих, выполняющих работы по ремонту трубопровода (демонтаж «катушки»), после взрыва к месту демонтажа «катушки» до осмотра места взрыва взрывником;

• держать в руках электродетонаторы при монтаже зарядов;

• подача предупреждающих сигналов голосом;

• проводить осмотр места взрыва ранее, чем через 10 минут после взрыва.

4. Порядок демонтажа вырезаемых «катушек»

   1. Демонтаж «катушек» должен проводиться с применением грузоподъемных механизмов.

   2. Строповку «катушек» следует выполнять инвентарными стропами в соответствии со схемами строповки, разработанными в ППР (см. рисунки 11.5  11.8), ППРк. Строповка тройников должна проводиться трехветвевыми стропами необходимой грузоподъемности. Способы строповки должны исключать возможность падения или скольжения перемещаемого груза.

   3. Применяемые съемные грузозахватные приспособления должны иметь бирки и паспорта.

   4. В ППРк должны быть указаны наименования, грузоподъемность и количество применяемых грузоподъемных механизмов, приказом определены лица, ответственные за безопасное производство работ по перемещению грузов кранами.

Рисунок 11.5 – Схема строповки «катушки»

Рисунок 11.6 – Схема строповки запорной арматуры

Рисунок 11.7 – Схема строповки задвижки с использованием монтажных петель запорной арматуры

Рисунок 11.8 – Схема строповки тройника

5. Зачистка ремонтного котлована

   1. Производство работ по зачистке ремонтного котлована должно выполняться по нарядам-допускам и в соответствии с требованиями, указанными в ППР.

Зачистка должна производиться механизированным способом с применением откачивающих средств во взрывозащищенном исполнении, экскаваторов с искрогасителями и вывозкой нефтезагрязненного грунта.

При невозможности использования механизированного способа зачистка котлована производится вручную.

2. При зачистке котлована должны быть откачаны остатки нефти, срезан и удален слой загрязнённого грунта со стенок и дна котлована, затем дно котлована должно быть засыпано слоем свежего грунта и выровнено.

3. Загрязненный грунт вывозится для дальнейшей переработки и утилизации (регенерации) или для захоронения в специальные места, согласованные с экологической инспектирующей организацией.

11. Герметизация полости труб нефтепровода

1. Порядок организации работ по герметизации полости труб нефтепровода

1. 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).

При ремонте с заменой «катушки» на НПС, КПП СОД, перемычках и резервных нитках ППМН, не оборудованных КПП СОД, для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина.

Для установки герметизаторов «Кайман» и ГРК длина вырезаемой «катушки» должна быть не менее 1,5·D, где D – наружный диаметр ремонтируемого нефтепровода.

2. 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.

3. Производство работ по герметизации нефтепроводов должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР и инструкции по эксплуатации герметизаторов.

В наряде-допуске должен быть указан способ перекрытия, тип герметизаторов, применяемых для герметизации каждого участка нефтепровода и оборудование, применяемое для сверления технологических отверстий. Кроме того должна быть сделана запись о запрете применения электроинструмента (дрели, перфораторы и т.д.) для сверления технологических и контрольных отверстий.

4. Работы по монтажу герметизаторов в нефтепроводе, выпуск воздуха из герметизатора после завершения работ и демонтаж ГРК из нефтепровода должен проводиться под руководством и в присутствии лица, ответственного за проведение данного вида работ.

5. В состав ППР должен быть разработан раздел по проведению работ по герметизации внутренней полости нефтепроводов, в котором указывается тип применяемых герметизаторов, схемы их установки, порядок установки герметизаторов, технология вывода герметизаторов из работы, схема пропуска по нефтепроводу после окончания ремонтных работ в соответствии с требованиями инструкции, утвержденной главным инженером ОСТ и настоящего документа. Кроме того, должен быть произведен расчет времени работы нефтепровода сниженным режимом при прохождении по нефтепроводу герметизаторов, который должен соответствовать требованиям РД-75.180.00-КТН-363-09.

6. Применение герметизаторов разрешается на участках МН, оборудованных КПП СОД.

7. При наличии промежуточных НПС их узлы подключения должны быть оборудованы КПП СОД или узлами пропуска СОД. Обвязка КПП СОД или узлами пропуска СОД должна обеспечивать пропуск герметизаторов как с остановкой, так и без остановки промежуточной НПС.

Герметизаторы транспортируется по трубопроводу после окончания ремонтных работ потоком перекачиваемой нефти до КПП СОД, которые используются для их приема. Расход нефти должен обеспечить скорость движения герметизаторов по нефтепроводу.

Для определения местоположения герметизаторов «Кайман» при их движении по нефтепроводу после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепровода нефтью, каждый «Кайман» должен быть оснащен передатчиком для скребка (ПДС) с новыми, не бывшими в эксплуатации элементами питания.

8. Комплекс подготовительных и основных работ по герметизации внутренней полости нефтепровода, а также разрабатываемая на этот вид работ документация должны выполняться в соответствии с требованиями настоящего раздела и нормативных документов, указанных в разделе 2 настоящего документа.

1. Технология герметизации внутренней полости нефтепроводов линейной части. Общие требования к герметизаторам, применяемым для перекрытия нефтепроводов

   1. Внутренняя полость нефтепроводов линейной части, технологических нефтепроводов НПС (в случае проведения работ, указанных в 12.1.1 настоящего документа) для безопасного проведения огневых работ должна перекрываться герметизаторами «Кайман», ГРК.

Технические характеристики герметизаторов «Кайман» и ГРК указаны в приложениях Е и Ж.

2. 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.

3. В ОСТ должны быть организованы входной контроль и испытания герметизаторов в соответствии с порядком и периодичностью технического обслуживания изделия, приведенными в руководстве по эксплуатации герметизаторов.

4. 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, утвержденной главным инженером ОСТ, а также в порядке, указанном в п.12.1 настоящего документа.

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.

3. Технология применения герметизаторов «Кайман» с учетом размеров кпп сод

1. Максимальное количество герметизаторов «Кайман» на ремонтируемом участке нефтепровода должно соответствовать вместимости КПП СОД и не должно превышать указанного значения в таблице 12.1.

Таблица 12.1 – Количество комплектов герметизаторов «Кайман», принимаемых в камеру приема СОД

2. При наличии на ремонтируемом участке нефтепровода промежуточных НПС (рисунки 12.1, 12.2), при установке комплектов герметизаторов «Кайман» с расстояниями Lк между ними не менее значений L₁, указанных в таблице 12.2 (Lк  L₁), дополнительного сокращения режима работы нефтепровода для пропуска герметизаторов через промежуточные НПС не требуется. В случае если расстояние между вырезаемыми «катушками» меньше указанного, пропуск герметизаторов через промежуточную НПС осуществляется с полной остановкой НПС, сокращение режима работы нефтепровода рассчитывается по времени простоя НПС.

Таблица 12.2 – Расстояние между комплектами герметизаторов «Кайман»

а) без промежуточных НПС

б) при наличии промежуточных НПС

– комплект «Кайман» из двух элементов;

– НПС; – КПП СОД;

n=1,2,…n – количество комплектов герметизаторов «Кайман»

Рисунок 12.1 – Схема применения герметизаторов «Кайман» с количеством, соответствующим размерам КПП СОД

3. Технология применения герметизаторов «Кайман» устанавливается с учетом размеров КПП СОД, времени их приема и извлечения.

4. При вырезке на ремонтируемом участке нефтепровода более 1-3 «катушек» (при DN от 500 до 1200 мм), более 2-3 «катушек» (при DN 400 мм), с учетом конструктивных размеров КПП СОД, количество принимаемых герметизаторов типа «Кайман» не ограничивается при условии, что расстояние Lк между устанавливаемыми комплектами не менее значений L₂, указанных в таблице 12.3 (Lк  L₂). Схема применения герметизаторов без ограничения их количества приведена на рисунке 12.2.

а) без промежуточных НПС

б) при наличии промежуточных НПС

– комплект «Кайман» из двух элементов;

– НПС; – КПП СОД

Рисунок 12.2 – Схема применения герметизаторов «Кайман» без ограничения количества

Таблица 12.3 – Расстояние между группами комплектов герметизаторов «Кайман»

5. Указанные в таблице 12.3 расстояния между герметизаторами должны обеспечивать возможность их поочередного извлечения без снижения режима работы нефтепровода в течение времени, указанного в таблице 12.4.

Таблица 12.4 – Время приема, извлечения герметизаторов и подготовки КПП СОД к очередному приему последующих групп герметизаторов

4. Технология комбинированного применения герметизаторов типа «Кайман» и грк

1. Если расстояние между комплектами герметизаторов меньше значений L₁, указанных в таблице 12.2 и расстояние между группами герметизаторов меньше значений, указанных в таблице 12.3, должен использоваться комбинированный метод применения герметизаторов «Кайман» и ГРК в соответствии со схемой рисунка 12.3. При этом количество герметизаторов ГРК, которые могут находиться между герметизаторами «Кайман» одной группы, не должно превышать количества, указанного в таблице 12.5, и во всех случаях количество герметизаторов группы должно соответствовать вместимости КПП СОД.

2. Пропуск групп герметизаторов через промежуточные НПС при комбинированном их применении следует осуществлять с остановкой НПС.

а) без промежуточных НПС

б) при наличии промежуточных НПС

– комплект «Кайман» из двух элементов;

– комплект из двух ГРК; – НПС;

–КПП СОД

Рисунок 12.3 – Схема комбинированного применения герметизаторов «Кайман» и ГРК

Таблица 12.5 – Количество ГРК, принимаемых в КПП СОД между комплектами герметизаторов «Кайман»

3. При пропуске герметизаторов мимо НПС с целью предотвращения работы нефтепровода на сниженном режиме (свыше 10 ч), расстояние L между крайними герметизаторами «Кайман» при комбинированном методе герметизации не должно превышать значений L₃, указанных в таблице 12.6 (L  L₃).

Таблица 12.6 – Расстояние между крайними ремонтными котлованами для нефтепровода в зависимости от его диаметра

5. Подготовка и установка герметизаторов

   1. Установка герметизаторов в полость нефтепровода производится с открытого торца нефтепровода по схеме, указанной на рисунке 12.4.

   2. 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.

   3. 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.

1. Герметизаторы устанавливаются в нефтепровод в соответствии с инструкциями по их эксплуатации и применению, утвержденными главным инженером ОСТ.

2. 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.

6. 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».

7. 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.

8. При герметизации внутренней полости технологических трубопроводов с помощью ГРК для защиты персонала от опасных воздействий вакуума в случае его возникновения необходимо использовать защитные решетки, входящие в комплект вспомогательного оборудования.

Защитная решетка должна устанавливаться на открытый торец трубопровода перед началом снижения давления воздуха в герметизаторе и демонтироваться только после его снижения до статического значения.

6. Перекрытие нефтепроводов с применением глины

   1. 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.

2. 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).

3. 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.

4. Расстояние от торца трубы до глиняного тампона должно быть не менее 400 мм.

5. 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.

6. 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.

7. Герметизация внутренней полости нефтепроводов глиняными тампонами должна осуществляться в соответствии с инструкцией, утвержденной главным инженером ОСТ.

8. В зимнее время в целях сохранности свойств глиняных тампонов необходимо принять меры по недопущению замерзания глины во время транспортировки, хранения, при набивке тампонов и после набивки при герметизации полости. Данные мероприятия должны быть указаны в ППР.

9. 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.

10. 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.

11. 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.

12. Во время подгонки «катушки» должен обеспечиваться постоянный контроль за состоянием тампона (визуально проверяется его целостность и отсутствие зазора между тампоном и стенкой нефтепровода). Во избежание просадки тампона не допускаются удары по трубе и вибрационное воздействие от работающих машин и механизмов на участке с тампонами.

13. 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 стыка согласно рисунку 12.5:

• 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.

1. Перед установкой «катушки» для сварки производится дополнительная трамбовка тампона из глины. Тампон не должен иметь трещин, зазоров от стенки трубы, усадку в верхней части.

2. 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.

1. Контроль герметичности перекрытия

   1. Контроль герметичности герметизаторов и глиняных тампонов осуществляется отбором и анализом проб воздуха для определения концентрации паров, газов.

   2. Отбор проб для анализа ГВС при подгонке, сварке «катушке» и ремонте стыков при герметизации полости нефтепровода глиной должен осуществляться согласно схем, указанных на рисунках 12.4, 12.5.

   3. 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).

   4. 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.

      Рисунок 12.5 – Схема установки глиняных тампонов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума

2. Контроль состояния внутренней полости освобожденного от нефти участка нефтепровода

   1. Контроль за уровнем нефти перед герметизаторами и избыточным давлением газов или вакуумом в нефтепроводе организовывается через отверстие диаметром 12 мм, просверленное в верхней образующей нефтепровода на расстоянии не менее 40 м до герметизатора (глиняного тампона).

На отверстия должны быть установлены маячки на алюминиевых стержнях и организовано постоянное наблюдение (каждый час и перед монтажом герметизатора) с целью своевременного обнаружения повышения давления газов или образования вакуума и поступления нефти в полость опорожненного участка нефтепровода.

Уровень нефти должен определяться с помощью алюминиевого стержня, а контроль избыточного давления/вакуума – переносным мановакууметром.

Замер уровня нефти перед герметизаторами и избыточного давления/вакуума должен осуществляться каждые 30 мин., с записью в таблице по форме, указанной в приложении Н, являющейся приложением к наряду-допуску.

При невозможности соблюдения расстояния в 40 м (технологические нефтепроводы, наличие запорной арматуры и др.) отверстие должно сверлиться на максимально возможном удалении от герметизатора с установкой шланга, конец которого следует отводить на расстоянии не менее 30 м. Присоединение шланга к нефтепроводу должно быть загерметизировано.

2. При отклонении давления газа в нефтепроводе от атмосферного работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению причин изменения давления, просверлено дополнительное количество отверстий для исключения воздействия на герметизатор избыточного давления газа или воздуха при наличии вакуума в нефтепроводе.

3. В случае поступления нефти в нефтепровод, обнаруженного в процессе производства работ из-за негерметичности задвижки или иных причин, необходимо принять меры по откачке нефти через просверленные отверстия в более низких по отметкам местах трассы, относительно места производства работ.

4. После завершения сварочных работ и получения положительных результатов контроля качества стыков неразрушающими методами отверстия должны быть заглушены металлическими «чопами», изготовленными из стали Ст3 по ГОСТ 380 или Ст10 по ГОСТ 1050. Чопы должны быть обварены в соответствии с технологической картой, разработанной по РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-193-08.

1. Технология пропуска герметизаторов по нефтепроводу после окончания ремонтных работ

1. По завершению ремонтных работ при заполнении нефтепровода нефтью следует организовать контроль за движением герметизаторов по нефтепроводу до момента их поступления в КПП СОД.

2. Для контроля прохождения герметизаторов по нефтепроводу должны быть определены контрольные пункты, по которым определяется время их прохождения и фактическая скорость их движения по нефтепроводу.

3. Во время заполнения нефтепровода не позднее, чем за 1.5 часа до расчетного времени подхода герметизаторов, должны быть отключены от основного нефтепровода лупинги, резервные нитки ППМН, перемычки между параллельными нефтепроводами.

4. Пропуск герметизаторов через промежуточные НПС независимо от принятой схемы герметизации осуществляется следующим образом:

   1. без остановки промежуточной НПС – при условии размещения в КПП СОД всех герметизаторов «Кайман», подошедших к данному времени к НПС;

   2. с остановкой промежуточной НПС – при невозможности размещения подошедших герметизаторов в КПП СОД.

5. Остановка НПС и подготовка камеры к приему и пропуску герметизаторов должны производиться за 1.5 часа до расчетного времени подхода герметизаторов к НПС. Подготовку НПС к работе или восстановление рабочей схемы КПП СОД НПС необходимо выполнить через 0.5 часа после прохождения герметизаторами последней задвижки КПП СОД. Технологические переключения должен осуществлять оператор НПС по указанию диспетчера РНУ.

Принятые в КПП СОД герметизаторы извлекаются в порядке, определённом «Инструкцией по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода» (наличие данной инструкции в ОСТ регламентировано требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10).

6. Количество извлеченных из КПП СОД герметизаторов должно соответствовать количеству использованных при производстве работ и принятых герметизаторов. При извлечении должна проверяться исправность герметизатора «Кайман» и его комплектность.

По результатам проверки должны быть составлены акты приема герметизаторов с указанием:

• количества принятых герметизаторов «Кайман» и их заводских номеров;

• количества принятых герметизаторов ГРК;

• расстояний, величины пробега (от места закладки до КПП СОД) каждого герметизатора «Кайман» по отдельности;

• обнаруженных внешних дефектов каждого герметизатора «Кайман»;

• количества отсутствующих элементов и деталей;

• предложений о дальнейшей эксплуатации каждого герметизатора «Кайман».

Составленные акты являются основанием для учета общего пробега и основанием повторного применения, ремонта или списания герметизаторов «Кайман».

11. Подготовка и производство сварочно-монтажных работ

1. Требования к трубам, «катушкам», соединительным деталям и запорной арматуре, предназначенным для врезки в нефтепровод

1. Трубы, «катушки», соединительные детали, запорная арматура и эллиптические заглушки, устанавливаемые при ремонте дефектных участков нефтепровода должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*, РД-25.160.00-КТН-011-10, соответствующим отраслевым/специальным техническим требованиям и иметь сертификаты, паспорта и акты входного контроля.

2. На сборку и сварку стыков «катушки», в том числе с различными толщинами стенок, в составе ППР должны быть разработаны технологические карты на сборку и сварку стыков в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10.

3. Ввариваемая «катушка» должна быть изготовлена из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10.

4. Труба, предназначенная для изготовления «катушки», должна пройти входной контроль, включая проверку соответствия сопроводительной документации на трубу и соответствовать требованиям РД-23.040.00-КТН-386-09.

Труба, предназначенная для изготовления «катушки», а также соединительные детали, запорная арматура и эллиптические заглушки должны быть испытаны гидравлическим способом на прочность заводским испытательным давлением в течение 24 часов и рабочим давлением в течение 12 часов.

При использовании для изготовления «катушек» труб:

• без заводского изоляционного покрытия - необходимо осмотреть поверхность трубы на предмет отсутствия вмятин, рисок, царапин, задиров, каверн стенки трубы, выполнить ВИК, УЗК качества продольного заводского шва на соответствие требованиям ОТТ на изготовление трубы, УЗ толщинометрию стенки трубы в местах коррозионных поражений и зачисток, а также на отсутствие расслоений и трещин;

• с заводским изоляционным покрытием диаметром более 800 мм - необходимо осмотреть внутреннюю поверхность трубы на предмет отсутствия вмятин, рисок, царапин, задиров, каверн стенки трубы, выполнить УЗК качества продольного заводского шва на соответствие требованиям ОТТ на изготовление трубы, УЗ толщинометрию стенки трубы в местах коррозионных поражений и зачисток, а также на отсутствие расслоений и трещин.

5. По результатам гидравлических испытаний, положительных заключений входного и дефектоскопического контроля на трубы, предназначенные для изготовления «катушек», оформляется паспорт в соответствии с приложением И, 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 от 1020 до 1220 мм;

• одному метру  для труб диаметром 820 мм и менее.

Пример маркировки трубы:

6. Соединительные детали (отводы, тройники, переходы) должны:

• соответствовать проектной документации по рабочему давлению, диаметру и толщине;

• иметь заводские паспорта (сертификаты);

• иметь маркировку с заводским номером детали.

Отводы холодного и горячего гнутья должны быть оборудованы конструкциями для маркировки отводов в соответствии с техническими требованиям «Конструкция для маркировки отводов и их установка на линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

Соединительные детали, запорная арматура и эллиптические заглушки, применяемые для ремонта, перед установкой на МН должны пройти входной контроль:

• соединительные детали в соответствии ОТТ-23.040.00-КТН-190-10;

• запорная арматура в соответствии с ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05;

• эллиптические заглушки ГОСТ 17379-2001.

7. «Катушки», соединительные детали и запорная арматура не допускаются к установке в нефтепровод при наличии на стенке и продольных сварных швах следующих дефектов:

• царапины, риски, задиры глубиной более 0,2 мм;

• трещины любой глубины и протяженности;

• гофры, вмятины, расслоения, коррозионные повреждения, дефекты продольных сварных швов с параметрами, превышающими требования ГОСТ 20295-85, ГОСТ Р 52079,ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-01301-04, СТТ-08.00-60.30.00-КТН-035-1-05, ОТТ-23.040.00-КТН-190-10, РД-23.040.00-КТН-090-07, РД-25.160.00-КТН-011-10, РД-23.040.00-КТН-386-09.

Запрещается для врезки в нефтепровод «катушек», изготовленных из труб с вышеуказанными дефектами, а также если:

• продольный сварной шов – отремонтирован с применением любого вида ремонта и (или) имеющие дефекты на длине менее 200 мм от торца трубы;

• стенка трубы - отремонтирована заваркой и (или) имеет вмятины, примыкающие к продольному сварному шву, любой глубины и уменьшения толщины стенки трубы, для которых минусовой допуск превышает 5% от номинальной толщины стенки.

Запрещается исправление вмятин любыми способами.

2. Стыковка (подгонка) «катушек»/захлёстов, установка и монтаж запорной арматуры и соединительных деталей

   1. После вырезки «катушки» оси соединяемых нефтепроводов должны быть выставлены в единую продольную линию на расстоянии, позволяющем произвести сборку стыков в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10.

Длина вскрываемого участка и размещение трубоукладчиков в зависимости от их грузоподъемности приведены в приложении А (таблицы А.1, А.2) с учетом диаметра нефтепровода, минимального радиуса упругого изгиба и величины несоосности стыкуемых концов труб.

Плоскости торцовых поверхностей стыкуемых труб должны быть перпендикулярны осям этих нефтепроводов и параллельны друг другу. Указанное требование достигается путем вскрытия и освобождения нефтепроводов от грунта с последующим их перемещением с целью достижения единой продольной оси стыкуемых труб.

Перемещение участков нефтепроводов для достижения их соосности осуществляется трубоукладчиками в соответствии с данными приложения А (таблица А.2) с применением «мягких» полотенец. Мягкое полотенце должно быть расположено на расстоянии не менее 2 м от герметизатора (тампона) с целью недопущения его повреждения при подъеме трубы и иметь соответствующую грузоподъёмность. Запрещается подъем нефтепровода с применением стропов-удавок и тросовых полотенец.

2. При подготовке планируемых ремонтных работ к соединительным деталям и запорной арматуре должны быть при необходимости приварены вставки промежуточной толщины или переходные кольца, с подваркой кольцевого стыка изнутри и проведением неразрушающего контроля сварных швов в объеме РД-19.100.00-КТН-001-10.

3. Подготовка участка нефтепровода для врезки производится в следующей последовательности:

   1. удаление дефектного участка МН, запорной арматуры, соединительных деталей (методом безогневой резки или взрыва);

   2. герметизация торцов ремонтируемого нефтепровода герметизаторами или глиняными тампонами;

   3. сверление контрольных отверстий для отбора анализа воздуха перед герметизаторами (глиняными тампонами) на расстоянии от 100 до 150 мм от их торцов;

   4. дегазация ремонтного котлована и контроль загазованности воздушной среды;

   5. определение соосности стыкуемых участков нефтепроводов в соответствии с рисунком 13.1. При соосности стыкуемых участков нефтепровода производятся работы по подгонке деталей. При несоосности концов нефтепровода участки нефтепровода дополнительно освобождаются (вскрываются) от грунта экскаватором. Длина вскрываемого участка (участков), с учетом величины перемещения и радиуса упругого изгиба нефтепровода, приведена в приложении А (таблица А.1).

4. Выставленные торцы стыкуемых труб при проведении дальнейших операций должны оставаться неподвижными. Неподвижность концов труб обеспечивается фиксированием положения стрелы трубоукладчика и засыпкой нефтепроводов грунтом.

5. При невозможности центровки труб с требуемой точностью, ремонт данного участка нефтепровода производится монтажом гнутых отводов. Величина угла гнутого отвода должна быть определена проведением геодезической съемки данного участка нефтепровода.

а)

б)

а) смещение кромок стыкуемых труб; б) несоосность стыкуемых труб.

Рисунок 13.1 – Схема замера соосности труб при врезке(α ≤ 1,5⁰)

6. Деформированные взрывом торцы нефтепровода отрезают газовой резкой на расстоянии не менее 100 мм с последующей обработкой специализированными станками. Допускается обработка угловой шлифовальной машинкой со снятием слоя металла с обрезанного торца нефтепровода не менее 1 мм и формированием разделки кромок под сварку для труб с толщиной стенки до 17 мм.

Концы труб подвергаются УЗК на длине не менее 100 мм по всему периметру на наличие расслоений. Расслоения, выявленные УЗК, удаляются.

7. Подгонка «катушки» производится в следующей последовательности:

• производится разметка «катушки» (переходные кольца - при необходимости) на трубе, длина которой должна соответствовать длине вырезанного участка с учетом припуска на механическую обработку после газовой резки величиной 2 мм. Длина «катушки», соединительной детали и запорной арматуры с переходными кольцами, готовой к установке, должна быть меньше длины ремонтного участка на величину от 2 до 3 мм;

• разметка линии реза производится мелом или тальком с применением мягких шаблонов либо других специальных приспособлений. Схема разметки с помощью приспособления приведена на рисунке 13.2;

• для определения длины монтируемой «катушки» производится измерение длины заменяемого участка нефтепровода в четырех точках по горизонтальной и вертикальной плоскостям в соответствии с рисунком 13.3. Разность длин образующих должна составлять не более 3 мм.

Неперпендикулярность обработанных торцов «катушки» относительно оси нефтепровода по образующей трубы не должна превышать 2 мм. Угол между продольными осями стыкуемых элементов не должен превышать 1,5° (рисунок 13.1 б).

1 – регулировочная штанга; 2 – нить (тросик и т.п.); 3 – чертилка; 4 – винтовое приспособление

Примечание – Центр винтового приспособления (О) выставляется относительно внутреннего диаметра трубы с точностью до 1 мм.

Рисунок 13.2 – Разметка линии реза торцов нефтепровода с применением приспособления

Рисунок 13.3 – Схема измерения длины ремонтного участка МН

8. Центровка «катушки» с нефтепроводом производится с применением наружных центраторов.

В случае, когда концы ремонтируемого нефтепровода и «катушки» имеют овальность, для сборки должны применять центраторы, предназначенные для исправления овальности.

9. Подготовка и подгонка «катушек», соединительных деталей (гнутых отводов, переходов, тройников, запорной арматуры) производится в следующей последовательности:

- при соблюдении требований РД-25.160.00-КТН-011-10 по смещению кромок и разнотолщинности свариваемых элементов, на торец ремонтируемого нефтепровода установить, зафиксировать и приварить одну сторону гнутого отвода (перехода, тройника);

- при разнице в толщине стенки ремонтируемого нефтепровода и соединительной детали, превышающей требования РД-25.160.00-КТН-011-10, к соединительной детали с обеих сторон приварить вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых после монтажа должна быть не менее 250 мм.

Сборка окатушенной соединительной детали с ремонтируемым нефтепроводом (устранение технологического разрыва) производится с выполнением захлёста или установкой «катушки».

10. Не допускается сварка поперечных сварных стыков на соединениях типа труба с трубой (при врезке «катушки» и сварки стыков захлеста), труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между продольными сварными швами, примыкающими к поперечному стыку, составляет менее 100 мм.

11. Допускается расстояние менее 100 мм между примыкающими продольными сварными швами на поперечном сварном стыке на соединениях типа соединительная деталь с соединительной деталью при разрешении представителя службы технического надзора с записью в исполнительной документации.

12. При сборке и сварке стыков необходимо руководствоваться требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10, РД-23.040.00-КТН-386-09. Минимальное расстояние от поперечных сварных швов ремонтируемого нефтепровода до сварных швов привариваемой «катушки» должно быть не менее наружного диаметра нефтепровода, исключение - вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых должна быть не менее 250 мм.

13. Перед сваркой кромки деталей и ремонтируемого нефтепровода зачищаются до чистого металла на ширину не менее 15 мм с внутренней и наружной стороны.

14. При сборке стыков труб с различной толщиной стенки должны соблюдаться требования РД-25.160.00-КТН-011-10.

15. Сборку элементов, отличающихся по толщине на 2 мм и менее, проводят без дополнительной обработки свариваемых торцов.

16. При сборке сварных стыков запрещается:

• нагрев стенки трубы для последующей правки концов труб или исправления вмятин;

• правка концов труб ударным способом.

17. Сборка и сварка стыков захлестов должны выполняться по операционно-технологическим картам, разработанным в соответствии с РД-25.160.00-КТН-011-10.

В зависимости от условий выполнения работ сварка стыков захлестов при ликвидации технологических разрывов может производиться по трем схемам:

• схема 1  концы нефтепровода свободны (не засыпаны грунтом), находятся в траншее и имеют свободу перемещения, как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях;

• схема 2  конец одного из стыкуемых участков нефтепровода свободно перемещается в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а другой защемлен (подходит к узлу запорной арматуры и т.п.);

• схема 3  оба конца соединяемых участков нефтепровода защемлены, но оси соединяемых участков находятся в пределах, соответствующих условиям сборки.

18. В соответствии со схемами 1,2 соединение участков нефтепровода может осуществляться сваркой одного кольцевого стыка захлеста или вваркой катушки с выполнением двух кольцевых стыков. В соответствии со схемой 3 ликвидацию технологического разрыва производят исключительно путем вварки катушки с выполнением двух кольцевых стыков (или трех стыков – для варианта составной катушки).

При выполнении захлёста концы перемещаемых участков нефтепровода вскрываются из расчета необходимости перемещения конца нефтепровода на расстояние (высоту), равное диаметру нефтепровода плюс 0,3 м от места выполнения захлёсточного стыка (таблица А.2 приложения А). Стык захлеста должен располагаться на расстоянии не менее одного диаметра от соседнего кольцевого шва, исключение - вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых должна быть не менее 250 мм.

19. При выполнении стыковки захлеста запрещается:

• стыковка труб с различной толщиной стенки;

• натяжка любого конца трубы для обеспечения необходимого зазора в сварном стыке;

• перемещение подвижного конца нефтепровода с радиусом меньше радиуса упругого изгиба нефтепровода приведено в приложении А (таблица А.2).

3. Подготовка и проведение сварки

1. Производство работ по сварке должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Подготовка к сварке и сварка «катушек» должны выполняться согласно технологических карт, входящих в состав ППР и разработанных в соответствии с требованиями настоящего документа и РД-25.160.00-КТН-011-10.

2. Все сварочные материалы (электроды, проволока) должны выпускаться в соответствии с действующими нормативными документами и ТУ на каждую марку продукции, быть аттестованы согласно РД 03-613-03 на группу «Нефтегазодобывающее оборудование», иметь соответствующее свидетельство об аттестации и быть включенными в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

3. Все сварочное оборудование (источники сварочного тока, механизмы подачи проволоки и т.д.) должно быть аттестовано согласно РД 03-614-03 на группу «Нефтегазодобывающее оборудование» и иметь свидетельство об аттестации на соответствующий способ сварки и включено в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть».

4. В случае привлечения на объекты ОСТ сторонних подрядных организаций, перед началом производства сварочных работ специалистами ОСТ (не ниже III уровня) должна быть проведена проверка обеспечения сварочным оборудованием режимов сварки в соответствии с технологическими картами по аттестованной технологии сварки, путем сварки контрольного соединения (пластин длиной не менее 200 мм). При этом в процессе сварки оценивается стабильность работы сварочного оборудования, визуальное качество сварного шва. По результатам проверки специалистом ОСТ оформляется заключение.

5. Сварка кольцевых стыковых соединений должна выполняться в соответствии с РД-25.160.00-КТН-011-10.

6. Для защиты заводской изоляции на месте производства сварочных работ должна применяться кошма шириной не менее 350 мм и длиной на 100 мм больше длины окружности ремонтируемого нефтепровода в количестве планируемых резов нефтепровода.

7. Сварку стыков захлеста следует выполнять без перерывов (не допускается оставлять недоконченными сварные соединения захлеста).

8. После окончания сварки стык следует накрыть теплоизолирующим поясом до полного остывания.

9. Запрещается подогрев стенки трубы и элементов трубопровода при производстве захлестов, вварке «катушек» независимо от величины температуры нагрева и видов применяемых подогревателей (за исключением сварочных работ, выполняемых в соответствии с технологическими картами, разработанными в установленном порядке).

Данный запрет должен быть внесен в ППР.

10. При несоответствии качества поперечного сварного стыка «катушки», захлёста, требованиям РД-19.100.00-КТН-001-10, стык подлежит ремонту или вырезке. Повторный ремонт поперечного стыка не допускается, стык подлежит вырезке.

Технологический разрыв в этом случае устраняется методом установки «катушки» в соответствии с требованиями настоящего документа.

11. Приварку выводов ЭХЗ и КИП (дренажных и измерительных) к вновь врезаемой катушке (при необходимости), следует выполнять в соответствии с ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

12. На выполненные ремонтные работы должна быть оформлена исполнительная документация в объеме, указанном в разделе 18.

4. Требования к технологии сварки и сварщикам

1. До начала производства сварочных работ должна быть проведена проверка выполнения следующих требований нормативных документов:

а) обучены и аттестованы специалисты сварочного производства на 2-4 уровень в органах НАКС в соответствии с требованиями к аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы МН ОАО «АК «Транснефть»;

б) разработаны технологические инструкции и технологические карты на сварочные работы;

в) аттестованы сварочные материалы в органах НАКС в соответствии с РД 03-613-03;

г) аттестованы источники сварочного тока в органах НАКС в соответствии с РД 03-614-03;

д) определены виды сварных соединений и проверены сроки действия аттестационных удостоверений сварщиков;

е) оформлены и выданы сварщикам и газорезчикам необходимые квалификационные и разрешительные документы;

ж) проведена производственная аттестация технологий специальных сварочных работ и технологии ремонта дефектов в стыках согласно требованиям РД 03-615-03 на группу «Нефтегазодобывающее оборудование» с учетом требований РД-25.160.00-КТН-011-10, РД-23.040.00-КТН-386-09. Организация-производитель ремонтных работ должна иметь акт о производственной аттестации технологии сварки и свидетельство НАКС;

и) заварены и получены положительные результаты контроля допускных стыков сварщиков;

к) оформлены акты сварки допускных стыков на каждого сварщика с приложением заключений по НК и актов механических испытаний;

л) оформлен список сварщиков.

2. Сварщики, выполняющие сварочные работы по замене катушки, и специалисты, осуществляющие руководство работами, должны быть аттестованы в соответствии с РД 03-495-02, РД-25.160.01-КТН-247-07 и иметь на руках:

• аттестационное удостоверение сварщика или специалиста сварочного производства соответственно;

• удостоверение проверки знаний в области промышленной безопасности, охраны труда, пожарной безопасности;

• удостоверение по проверке знаний ПТЭЭП и ПБ при эксплуатации электроустановок.

3. В ОСТ должна быть организована база данных сварщиков, допущенных к сварке стыков методом захлёста, «катушек», стыков запорной арматуры, соединительных деталей, в которой указывается номер удостоверения, дата аттестации и метод ее проведения, срок следующей аттестации, дата сварки допускных стыков, перерыва в работе по сварке данных стыков, а также дата, места, причины допущенного брака.

4. Сварщик, допустивший два раза брак в течение отчетного периода (месяц) при сварке данных стыков, приведший к их вырезке, не допускается к данным видам работ и вновь может быть допущен только после переаттестации, в соответствии с требованиями к аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства ОАО «АК «Транснефть».

11. Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой

1. Методы, технология, требования к применяемым способам и оборудованию

   1. Остаточную намагниченность труб, свариваемых в процессе ремонта МН, классифицируют в зависимости от величины напряженности магнитного поля или величины магнитной индукции, измеряемых на торцах труб. Остаточная намагниченность может быть:

• слабой – до 20 Гс (2 мТл);

• средней – от 20 до 30 Гс (от 2 до 3 мТл);

• высокой – более 30 Гс (3 мТл).

2. При средней и высокой остаточной намагниченности труб сварка стыков нефтепроводов сопровождается появлением эффекта магнитного дутья. При этом невозможно обеспечить качественную сварку корневого слоя в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10.

3. Для нейтрализации эффекта магнитного дутья проводится размагничивание свариваемых концов труб.

4. Применяются следующие методы размагничивания (магнитной компенсации) концов труб:

   • размагничивание с помощью магнитного поля, создаваемого постоянным током;

   • размагничивание с помощью электромагнитов;

   • размагничивание с помощью постоянных магнитов.

5. Применяются следующие схемы размагничивания (магнитной компенсации) торцов труб:

   • размагничивание отдельных труб с применением одного (двух) источников постоянного тока;

   • размагничивание концов отдельных труб с применением двух источников постоянного тока;

   • размагничивание двух концов отдельных труб с применением одного источника постоянного тока;

   • размагничивание двух концов отдельных труб с применением электромагнита;

   • размагничивание двух концов или корпуса отдельных труб с применением постоянного магнита.

6. Для выбора метода и схемы размагничивания необходимо определить величину и направление магнитного поля с помощью измерительных приборов.

Применяются следующие измерительные приборы:

• индикаторы магнитного поля с пределом измерений от 1 до 2000 Тс или 1 до 4000 Гс;

• гауссметр;

• измеритель напряженности магнитного поля с пределом измерений от 0,5 мТл до 1000 мТл.

1. Выбор метода и схемы размагничивания корпусов «катушек» или отдельных труб, торцов «катушек» и ремонтируемых труб производится по:

• результатам измерения остаточной намагниченности;

• наличию приборов и оснастки для компенсации намагничивания;

• техническим характеристикам сварочного оборудования, используемым для размагничивания.

2. Размагничивание труб методом магнитной компенсации

1. Размагничивание методом магнитной компенсации осуществляется созданием на торцах труб компенсирующего магнитного поля, направленного против поля остаточного магнетизма, по специальным методикам с выполнением мер, снижающих уровень магнитного поля до приемлемой для процесса сварки величины.

2. Для размагничивания торцов труб возможно применение следующего комплекта оборудования и материалов:

   • источник постоянного тока (сварочный агрегат или выпрямитель), позволяющий выполнять регулировку тока в пределах от 50 до 250 А;

   • сварочный кабель сечением от 30 до 50 мм² и длиной, достаточной для намотки 15 витков на трубу на каждый стык;

   • кабельные наконечники в комплекте с болтами и гайками – два комплекта на кабель;

   • магнитометр.

3. Размагничивание собранных стыков должно проводиться по схеме, показанной на рисунке 14.1.

На расстоянии от 100 до 150 мм от кромки на концы стыкуемых элементов провести намотку сварочного кабеля плотными, равномерными и однорядными витками.

Намотка кабеля должна проводиться в одном направлении, количество витков определяется величиной намагниченности. На конец трубы нефтепровода, имеющего большую намагниченность, наматывается от 7 до 11 витков, на конец «катушки» – от 3 до 5 витков кабеля.

1 – размагничиваемый нефтепровод; 2 – «катушка»; 3 – сварочный кабель; 4 – источник питания

Рисунок 14.1 – Схема размагничивания кромок состыкованных труб

4. Измерение величины и направления магнитного поля проводится по периметру собранного для сварки стыка одним из следующих способов:

• изменением силы тока на источнике питания системы;

• изменением числа витков сварочного кабеля вокруг трубы;

• изменением расстояния между витками кабеля;

• перемещением обмотки относительно торцов стыкуемых труб.

1. При равномерном магнитном поле по периметру собранного стыка одновременно производится размагничивание обоих концов стыкуемых труб в следующем порядке:

• концы сварочного кабеля подключаются к источнику постоянного тока;

• устанавливается минимальный ток и включается источник питания. Снижение уровня намагниченности до величины 2 -3 мТл достигается увеличением силы тока;

• в случае увеличения намагниченности торца трубы следует выключить источник питания и изменить полярность, поменяв концы сварочного кабеля на источнике питания, регулирование продолжить до достижения минимально допустимого уровня магнитного поля (2 мТл);

• при изменении полярности магнитного поля после подачи на сварочный кабель минимально возможного тока, следует снять несколько витков кабеля.

6. При снижении величины магнитного поля в процессе разделки собранного стыка до 2 мТл и ниже, величину тока необходимо уменьшить от 10 до 20 А и провести дополнительное размагничивание, при котором осуществляется сварка корневого слоя шва. Уровень намагниченности контролируется магнитометром и не должен превышать 2 мТл. После сварки корневого слоя шва источник питания выключается, сварка последующих слоев выполняется без дальнейшего размагничивания.

7. При знакопеременном магнитном поле по периметру стыка необходимо составить картограмму стыка с отметкой величины и направления магнитного поля каждого участка стыка.

При неоднородности магнитного поля по периметру шва компенсацию и сварку следует проводить отдельными участками в следующей последовательности:

• первоначально размагничиваются участки стыка с наибольшей величиной магнитного поля одного направления, и выполняется сварка корневого слоя шва этих участков;

• размагничиваются оставшиеся участки стыка с измененной полярностью тока и выполняется полностью сварка корневого слоя шва;

• производится сварка заполняющих и облицовочного слоев всего стыка после прекращения размагничивания.

1. Применение приборов, компенсирующих намагниченность нефтепровода

1. Для размагничивания нефтепроводов в трассовых условиях могут применяться серийно выпускаемые приборы для размагничивания, имеющие соответствующее разрешение на применение Ростехнадзора и включенные в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

2. Размагничивание приборами, компенсирующими намагниченность нефтепровода, производится компенсацией магнитного поля двух свариваемых труб одновременно.

3. Размагничивание стыкуемых труб с применением приборов проводится согласно инструкции по эксплуатации, утвержденной главным инженером ОСТ.

11. Контроль качества сварных соединений

1. Методы контроля

1. Производство работ по контролю качества сварных соединений должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР и РД-19.100.00-КТН-001-10:

• операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки нефтепроводов;

• ВИК и обмером сварных соединений;

• проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля (РК, УЗК).

2. Операционный контроль должен выполняться ответственным лицом за проведение сварочных работ на нефтепроводе, аттестованным в качестве специалиста сварочного производства не ниже II уровня и имеющего аттестацию по ВИК не ниже II уровня.

3. При операционном контроле должно проверяться соответствие выполняемых работ технологическим картам сварочно-монтажных работ, составленным в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10.

4. Операционный контроль осуществляет ответственный за проведение сварочных работ совместно со специалистом службы технического надзора. При операционном контроле при сборке под сварку «катушки» и присоединяемых нефтепроводов проверяются:

• соответствие разделки кромок требованиям нормативной документации и операционных технологических карт;

• качество зачистки кромок и прилегающих к ним наружной и внутренней поверхностей;

• соблюдение допустимой разнотолщинности свариваемых элементов (труб, труб с деталями нефтепроводов и труб с арматурой);

• величина смещения стыкуемых кромок;

• величина технологических зазоров в стыках;

• величину смещения продольных швов на поперечных стыках «катушки» или захлеста;

• соответствие температуры предварительного подогрева свариваемых кромок установленным требованиям по следующим критериям: температура окружающего воздуха, эквивалент углерода стали, толщина стенки трубы;

• длина и количество прихваток, отсутствие трещин в прихватках;

• величина смещения продольных заводских швов ремонтируемого нефтепровода и «катушки».

5. Качество собранных стыков проверяется лицом, ответственным за проведение сварочных работ на нефтепроводе. При отсутствии замечаний выдается разрешение на сварку стыков по форме, приведенной в приложении К.

6. При операционном контроле при выполнении сварки проверяются:

• применяемые сварочные материалы и режимы сварки;

• расстановка сварщиков по стыку и поочередность сварки каждого слоя по квадрантам периметра;

• качество формирования швов;

• качество зачистки сварочных слоев от шлака и брызг;

• межслойная температура;

• скорость ветра;

• наличие инвентарного укрытия места проведения сварочных работ при осадках и ветре.

7. При операционном контроле все сварные соединения подвергаются ВИК. При осмотре сварного соединения проверяется:

• наличие клейм сварщиков;

• отсутствие трещин, недопустимых подрезов, наплывов, наружных дефектов;

• соответствие геометрических размеров и формы сварного стыка нормативно-техническим требованиям;

• отсутствие следов зажигания дуги на теле трубы;

• смещение кромок труб после сварки;

• отсутствие брызг металла в околошовной зоне.

8. Все монтажные сварные соединения, выполненные дуговой сваркой в условиях центральной базы производственного обслуживания (при изготовлении деталей конструктивных элементов) или на трассе нефтепровода, подлежат 100 %-ному контролю физическими методами ВИК, РК, УЗК, ПВК с учетом требований РД-19.100.00-КТН-001-10.

9. Все кольцевые стыковые сварные швы, при врезке «катушки», запорной арматуры, соединительных деталей, эллиптической заглушки и т.д. подлежат контролю в соответствии с требованиями 15.1.1 настоящего документа.

Угловые сварные швы, выполненные при ремонтных работах, подлежат 100 %-ному контролю ультразвуковым методом и цветной дефектоскопией.

При проведении цветной дефектоскопии угловых сварных швов контролируется околошовная зона шириной 50 мм.

Швы обварки «чопиков» подлежат 100 %-ному визуальному и измерительному, контролю ультразвуковым методом и методом цветной дефектоскопии.

10. Сварные соединения считаются годными, если их качество удовлетворяет требованиям РД-19.100.00-КТН-001-10.

11. Результаты контроля сварочных швов оформляются выдачей заключения на месте производства работ. Сроки выдачи заключения проверки качества сварных швов приведены в таблице 15.1.

Таблица 15.1  Продолжительность проверки качества сварных швов и выдачи заключения при замене «катушки», запорной арматуры, соединительных деталей нефтепроводов

Время продолжительности дефектоскопии и выдачи заключений при контроле сварных швов в количестве более или менее двух соответственно увеличивается или уменьшается на 30 %.

2. Ремонт дефектов сварных стыков

1. Дефекты сварных стыков, выявленные методами НК и не удовлетворяющие требованиям РД-19.100.00-КТН-001-10, на ремонтируемых нефтепроводах, не заполненных нефтью, должны быть удалены в следующем порядке:

- не подлежащие ремонту сварные стыки вырезаются с применением труборезных машин или с применением энергии взрыва. После вырезки сварного стыка с недопустимыми дефектами следует провести УЗК участка, прилегающего к торцу шириной не менее 40 мм, по всему периметру трубы для выявления возможных расслоений;

- подлежащие ремонту дефекты на участках сварного стыка, которые исправляются с применением огневых работ (вышлифовка, подварка, резка) ремонтируются с соблюдением требуемых мер безопасности. Ремонт стыков установкой муфт не допускается.

2. До начала работ по устранению дефектов в сварном стыке необходимо обеспечить контроль ГВС через просверленные контрольные отверстия диаметром 12 мм. Максимальная концентрация паров нефти в «катушке», при которой допускается ведение огневых работ по ремонту дефекта должна составлять не более 2100 мг/м³. В области рабочей зоны концентрация паров нефти не должна превышать 300 мг/м³. При увеличении указанных значений огневые работы не допускаются и должны быть немедленно прекращены. В этом случае устранение брака производится вырезкой дефектного стыка безогневым методом с заменой «катушки». В течение 1 часа с момента установления факта невозможности ремонта бракованного стыка без его вырезки, в ОАО «АК «Транснефть» направляется измененный технологический план-график на заявленную остановку нефтепровода с объяснением причин отклонения и указанием сроков планируемой задержки и окончания работ.

3. После вырезки «катушки» с дефектным стыком, ранее установленный тампон или герметизатор должен быть извлечен, проведено проветривание и дегазация котлована, установлены новые герметизаторы или набиты новые тампоны.

4. Отбор проб при ремонте стыка без вырезки «катушки» осуществляется перед началом работ и через каждые 30 мин во время производства ремонта. При вырезке «катушки» отбор проб осуществляется в соответствии с требованиями раздела 12 настоящего документа.

5. Ремонт дефектов типа: шлаковые включения, поры, непровары, несплавления, подрезы, осуществляется в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10, РД-19.100.00-КТН-001-10. Ремонт трещин не допускается.

6. Ремонтные работы на стыке от начала до конца должны осуществляться без перерывов, одним сварщиком. Ремонт дефектного участка разными сварщиками запрещается.

7. Все исправленные участки сварных стыков должны быть вновь подвергнуты визуальному осмотру и НК, регламентированному для данного вида работ. Повторный ремонт стыков и установка муфт не допускается.

8. При положительном заключении о проведенном ремонте сварного стыка оформленном в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10 (приложения И, К, Л, П) контрольные отверстия для отбора проб ГВС завариваются.

9. По результатам контроля выдается заключение о качестве сварных соединений, которое оформляется по установленной форме в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10.

В заключении по результатам неразрушающего контроля прилагается схема сварного соединения с указанием мест расположения обнаруженных дефектов. При контроле на ремонтируемом участке двух или более сварных соединений к заключению прилагается схема расположения сварных соединений с указанием номеров сварных швов.

10. Заключения о качестве сварных швов входят в состав исполнительной документации на ремонт участка МН.

11. По факту допущенного брака сварного шва, приведшего к его вырезке или вышлифовке дефекта, составляется акт с указанием причин. Акт утверждается главным инженером РНУ и в течение трех суток после завершения работ представляется в ОСТ. ОСТ, РНУ проводит анализ причин допущенного брака, делает соответствующую запись в базе данных сварщика, разрабатывает мероприятия по недопущению повторных нарушений. По итогам анализа издается соответствующий приказ по ОСТ.

1. Требования к дефектоскопическим лабораториям, специалистам и применяемому оборудованию

1. Дефектоскопическая лаборатория должна соответствовать требованиям ОР-25.160.40-КТН-002-09 и обеспечивать в полевых условиях на месте производства работ проявку пленок и получение результатов рентгено-гаммаграфирования. Дефектоскопическая лаборатория должна быть оснащена приборами ультразвуковой и цветной дефектоскопии, должна осуществлять выдачу заключений по всем видам дефектоскопии на месте ремонта в течение времени, указанного в таблице 15.1.

Дефектоскопические лаборатории для контроля качества сварных швов должны быть укомплектованы аттестованными специалистами.

К проведению неразрушающего контроля сварных соединений допускаются специалисты, аттестованные в соответствии с требованиями ПБ 03-440-02, ОР-03.120.00-КТН-071-09.

2. Заключение о качестве проконтролированных сварных соединений имеют право выдавать и подписывать дефектоскописты, аттестованные на II-III уровень по данному методу контроля.

3. РК сварных соединений нефтепроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512, УЗК в соответствии с требованиями ГОСТ 14782, цветная дефектоскопия сварных соединений – в соответствии с требованиями, установленными ГОСТ 18442. НК сварных соединений следует проводить также в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-001-10. Для каждого вида контроля разрабатываются и утверждаются главным инженером ОСТ операционно-технологические карты контроля.

4. Измерительный контроль должен проводиться по утвержденным в ОСТ операционно-технологическим картам.

5. Все приборы и настроечные образцы, применяемые для проведения контроля сварных соединений на объектах МН, должны быть аттестованы и сертифицированы в установленном порядке. Применяемые средства измерений должны быть включены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и иметь действующие свидетельства о поверке.

6. При производстве работ по неразрушающему контролю на используемые приборы необходимо иметь:

• для рентгеновских аппаратов – копию акта технического состояния;

• для ультразвуковых дефектоскопов, толщиномеров и других СИ  копию свидетельства о метрологической поверке.

11. Заполнение нефтепровода нефтью после окончания ремонтных работ и пуск нефтепровода

1. Подготовка нефтепровода к пуску, заполнение нефтепровода

1. Работы по заполнению участков нефтепровода должны проводиться в соответствии с ППР.

Выбор технологии заполнения нефтепровода нефтью должен осуществляться с учетом сохранения качества нефти.

Заполнение нефтепровода нефтью должно осуществляться в соответствии с РД-75.180.00-КТН-399-09 по следующим схемам:

а) технология заполнения МН (участка МН) подачей нефти насосными агрегатами НПС;

б) технология заполнения МН (участка МН) подачей нефти из параллельного нефтепровода через существующие перемычки между МН;

в) технология заполнения участка МН подачей нефти ПНУ из амбара, резинотканевого резервуара;

г) технология заполнения участка МН сбросом нефти самотеком из резервуаров НПС.

2. При заполнении МН (участка МН) должны быть реализованы мероприятия, предотвращающие попадание ГВС в технологические трубопроводы и резервуары НПС.

3. Расчет времени заполнения нефтепровода должен быть выполнен согласно РД-75.180.00-КТН-363-09. Выпуск ГВС должен осуществляться в соответствии с требованиями настоящего документа и РД-75.180.00-КТН-247-08.

4. После завершения сварочно-монтажных работ и получения положительных результатов дефектоскопического контроля сварных швов по команде ответственного за безопасное производство работ должны выполняться следующие работы:

• выпуск воздуха из герметизоторов ГРК, «Кайман»;

• заварка и дефектоскопический контроль технологических и контрольных отверстий;

• установка эллиптических заглушек на вантузные задвижки;

• восстановление схемы электроснабжения (ликвидация видимых разрывов), подача напряжения на пусковую аппаратуру управления линейных задвижек;

• установка на вантузы для выпуска ГВС патрубков с горизонтальными отводами.

5. После получения положительных результатов дефектоскопического контроля сварных швов, заваренных технологических и контрольных отверстий лицо, ответственное за организацию и безопасное производство работ сообщает телефонограммой диспетчеру управляющего РДП РНУ (ТДП ОСТ) об окончании работ и готовности нефтепровода к возобновлению перекачки.

6. По распоряжению диспетчера ТДП ОСТ после согласования с ОАО «АК «Транснефть» выполняются подготовительные операции к пуску нефтепровода, включающие:

• приоткрытие линейных задвижек вручную;

• открытие линейных задвижек в режиме телеуправления или местном управлении при отсутствии линейной телемеханики;

• открытие вантузов для выпуска ГВС;

• выполнение оперативным персоналом технологических переключений по подготовке к запуску насосной станции и КПП СОД для приема герметизаторов или фрагментов глиняных тампонов в соответствии с ППР;

• открытие задвижек при заполнении МН производить согласно РД-75.180.00-КТН-363-09.

7. При заполнении нефтью участка нефтепровода после ремонта в условиях отрицательных температур контроль перепада давления на смерзшихся глиняных тампонов является обязательным.

Перепад давления на глиняных тампонах до их срыва не должен превышать 0,3 МПа.

В случае, когда давление в нефтепроводе недостаточно для страгивания глиняного тампона, работы по заполнению нефтепровода нефтью необходимо приостановить и прогреть вскрытый участок нефтепровода в месте расположения глиняного тампона с помощью передвижной паровой установки.

Срыв глиняных тампонов контролируется по выходу воздуха из вантузов за глиняным тампоном, по изменению давлений на участке, а также прослушиванием.

Если профиль трассы не позволяет определять изменение давления перед глиняным тампоном с помощью существующих датчиков давления, следует предусматривать временное подключение необходимого количества манометров на период заполнения участка.

При отрицательном результате прогрева «катушка» с глиняным тампоном вырезается.

8. В процессе заполнения нефтью опорожненного участка нефтепровода должен обеспечиваться постоянный контроль за: показаниями контрольно-измерительных приборов; приборов учета нефти; нагрузкой электродвигателей насосов; выпуском ГВС; прохождением герметизаторами контрольных точек.

1. Порядок выпуска газовоздушной смеси при заполнении нефтепровода

1. На производство работ по заполнению нефтепровода должен быть оформлен наряд-допуск.

2. Диаметр и количество вантузов для выпуска ГВС, расположение их на нефтепроводе должны обеспечивать выпуск ГВС в объемах, равных объему заполнения нефтепровода и должны соответствовать РД-75.180.00-КТН-363-09.

3. Выпуск ГВС из вантузов должен осуществляться открытием вантузных задвижек в последовательности, определенной ППР. Перед выпуском ГВС на вантуз устанавливается отводящий патрубок.

4. По завершению заполнения нефтепровода нефтью ответственный за проведение работ должен доложить об окончании выпуска ГВС и закрытии задвижки диспетчеру РДП и ответственному за организацию и безопасное производства работ. Организовать работы по демонтажу отвода для выпуска ГВС, установке заглушки на задвижку, а при необходимости - уборке замазученности.

1. Вывод нефтепровода на заданный режим. Контроль герметичности отремонтированного участка

1. Во время пуска нефтепровода должны быть обеспечены:

• контроль за прохождением герметизаторов по нефтепроводу до прихода в КПП СОД;

• пропуск потока нефти в момент подхода остатков глиняных тампонов, минуя промежуточные НПС в отдельный резервуар, минуя средства учета, контроля и регулирования перекачки нефти;

• контроль за технологическими параметрами;

• очистка нефтепровода (участка нефтепровода) пропуском очистных устройств для более полного удаления из нефтепровода остатков глиняных тампонов;

• выполнение мероприятий по исправлению качества нефти, ухудшающегося из-за пропуска очистного устройства или герметизатора, с учетом требований «Инструкции по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода» (наличие данной инструкции в ОСТ регламентировано требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10).

2. 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.

3. После вывода нефтепровода на рабочий режим отремонтированный участок нефтепровода в течение не менее 12 ч визуально контролируется на герметичность (отсутствие отпотин и утечек).

4. При герметичности отремонтированного участка представитель технического надзора дает разрешение на изоляцию и засыпку отремонтированного участка нефтепровода.

17. Изоляция врезанной «катушки» и вантузов, требования к применяемому оборудованию и материалам

1. Изоляцию места ремонта нефтепровода следует производить после получения заключения о качестве сварки, оформления разрешения на изоляцию, но не менее чем через 12 часов после заполнения нефтепровода.

Производство работ по изоляции «катушки», соединительной детали, запорной арматуры и эллиптической заглушки должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Нанесение покрытия должно осуществляться в соответствии с технологической картой, разработанной с учетом требований настоящего документа, производителя (поставщика) материалов и нормативно-технической документации (ВСН 008-88, инструкции и др.).

2. Изоляция врезанной «катушки» и мест, очищенных от изоляции, должна осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164 и МН РД 39-00147105-015-98.

3. В качестве наружных защитных покрытий «катушек» на участках нефтепровода, построенного из труб с заводским полиэтиленовым покрытием, должны применяться покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент (конструкция № 14 по ГОСТ Р 51164).

4. Для изоляции «катушек» на участках нефтепровода с битумно-мастичным или ленточным покрытиями должны применяться покрытия на основе рулонных битумно-полимерных материалов или комбинированные битумно-полимерные покрытия (конструкции № 13, 21 по ГОСТ Р 51164).

5. Изоляционные материалы и покрытия, применяемые для противокоррозионной защиты «катушек» в местах ремонта трубопроводов, должны обеспечивать выполнение требований ГОСТ Р 51164 (таблица 2) и быть включены в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

6. Нанесение защитного покрытия на врезанную «катушку» должно осуществляться в следующей последовательности:

• очистка изолируемой поверхности до требуемой степени очистки и шероховатости;

• предварительный нагрев;

• нанесение грунтовки на подготовленную поверхность;

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

• контроль качества нанесенного покрытия.

7. Очистка отремонтированного участка нефтепровода под нанесение изоляционного покрытия должна выполняться абразиво-струйным, механическим способом или вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками).

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

8. Степень очистки поверхности должна соответствовать требованиям поставщиков материалов и типу выбранного покрытия.

В случае применения покрытий на основе термоусаживающихся полимерных лент степень очистки должна быть не ниже Sа 2,5 по ИСО 8501-1 [2], шероховатость поверхности Rz должна составлять от 40 до 90 мкм по ИСО 8503-4 [3], а запыленность поверхности быть не выше эталона 2 в соответствии с ИСО 8502-3.

При нанесении на места врезок «катушек» рулонных битумно-полимерных материалов или комбинированных битумно-полимерных покрытий очистка поверхности производится до степени очистки 4 (см. ГОСТ 9.402).

Изолируемая поверхность «катушки» при нанесении покрытия должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается.

Изоляционные работы должны проводиться при температурах, указанных производителем (поставщиком) материала, указанных в нормативно-технической документации по нанесению защитного покрытия.

9. Контроль качества защитного покрытия оценивается по показателям:

• внешний вид;

• диэлектрическая сплошность;

• толщина;

• адгезия покрытия к стали и к прилегающему покрытию МН (выборочно). По показателям свойств покрытие на отремонтированном участке должно соответствовать требованиям существующей нормативной документации на данный тип покрытия.

10. Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты нефтепроводов, должны иметь сертификаты, соответствовать действующим нормативным документам и ТУ, включенным в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

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

11. Объем входного и производственного контроля и требования к приемо-сдаточным процедурам регламентируются действующей в ОАО «АК «Транснефть» нормативной документацией.

12. При изоляции врезанной «катушки», мест захлёста должен вестись журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции нефтепровода.

13. Сертификаты на материалы, результаты контроля защитного покрытия нефтепроводов должны быть представлены в исполнительно-технической документации в соответствии с РД 39-00147105-015-98 и ГОСТ Р 51164.

14. Для восстановления заводского покрытия труб на участках приварки вантузов следует использовать мастичные или термоплавкие заполнители и ремонтные заплаты из термоусаживающихся полимерных лент.

15. После очистки и предварительного нагрева на восстанавливаемый участок первоначально наносится мастичный или термоплавкий заполнитель.

Подготовка к нанесению заполнителя сводится к вырезанию из рулонного материала острым ножом или ножницами заплаты заполнителя, размерами и формой совпадающими с размерами и формой дефектного участка. При необходимости (в случае использования мастичного заполнителя) с заплаты снимается разделительная бумага. Заполнитель прогревается пламенем газовой горелки или промышленным феном до начала размягчения и плавления. Нагретая с одной стороны заплата устанавливается на ремонтируемый участок, плотно приминается рукой к поверхности трубопровода, после чего производится нагрев заплаты горелкой до вязкотекучего состояния. Образовавшийся расплав уплотняется и разравнивается по зоне ремонта фторопластовым или подогретым металлическим шпателем.

Мастичный или термоплавкий заполнитель должен плотно прилегать к поверхности трубы, равномерным слоем заполняя всю зону «катушки», зону приварки вантуза. Толщина заполнителя должна быть равна толщине прилегающего заводского покрытия.

При использовании рулонных заполнителей толщиной меньшей, чем толщина заводского покрытия, допускается последовательное нанесение на ремонтируемый участок двух или трех слоев заполнителя.

16. После нанесения на восстанавливаемый участок заполнителя осуществляется его дополнительная защита ремонтируемого участка заплатой из термоусаживающейся ленты. С этой целью от рулона ленты вырезается защитная заплата таким образом, чтобы ее нахлёст на неповрежденное заводское покрытие составлял не менее 50 мм. Углы заплаты по периметру обрезаются ножом или ножницами.

Перед нанесением заплаты заводское покрытие в зоне ремонта прогревается пламенем газовой горелки до температуры от 60 С до 80С. Одновременно нагревается горелкой и внутренняя сторона заплаты (со стороны адгезионного подслоя ленты) до начала размягчения и плавления подслоя. Заплата с размягченным адгезионным подслоем устанавливается на ремонтируемый участок с нахлёстом на заводское покрытие, разглаживается вручную, а затем прикатывается к поверхности трубопровода фторопластовым или металлическим роликом.

С помощью газовой горелки или промышленного фена производится равномерный нагрев заплаты до появления из-под заплаты расплава адгезива. После этого заплата повторно прикатывается к поверхности трубы роликом, разглаживается вручную до полного удаления из-под нее воздушных пузырей. При перегреве и сквозном прожоге термоусаживающейся ленты заплата удаляется, а на ее место ставится новая заплата.

Для установки заплат (после нанесения пластичных заполнителей) рекомендуется применять специальные ремонтные термоусаживающиеся ленты, обладающие минимальной степенью усадки и высокой адгезией к заводскому полиэтиленовому покрытию труб.

17. После завершения работ восстановленный участок покрытия не должен иметь гофр, складок, прожогов, мест отслоения заплаты от поверхности нефтепровода. Толщина покрытия на восстановленном участке должна быть не меньше, чем толщина заводского покрытия. При проверке отремонтированного покрытия искровым дефектоскопом диэлектрическая сплошность покрытия должна быть не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия. Проверка диэлектрической сплошности покрытия с применением искрового дефектоскопа осуществляется группой по ремонту вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ.

17. Исполнительная документация при замене «катушки»

1. Проведение ремонтных работ участков МН с заменой «катушки» и присоединением отремонтированного нефтепровода сопровождается составлением приемо-сдаточной документации, подтверждающей производство ремонтных работ в соответствии с проектной и нормативной документацией.

Приемо-сдаточная документация состоит из разрешительной документации, дающей право на выполнение СМР, и исполнительной документации, подтверждающей фактическое выполнение СМР в соответствии с утвержденной проектной документацией.

Приемо-сдаточная документация составляется службами исполнителя (подрядчика) и заказчика в соответствии с требованиями действующей в ОАО «АК «Транснефть» нормативной документации (в т.ч. ОР-91.010.30-КТН-143-07, ОР-91.200.00-КТН-247-10).

2. Перечень приемо-сдаточной документации на проведение работ по вырезке «катушки» и врезке вантуза приведен в приложении В настоящего документа.

3. Приемо-сдаточная документация оформляется в течение не более 10 дней с момента окончания работ по замене «катушки» или подключению участка нефтепровода специалистами исполнителя (подрядчика) и представляется в отдел эксплуатации РНУ.

4. Оформленный комплект приемо-сдаточной документации, ППР на отремонтированный участок передается исполнителем (подрядчиком) в РНУ по акту произвольной формы.

5. Приемо-сдаточная документация, ППР на ремонт дефектного участка нефтепровода хранится в архиве РНУ в течение срока эксплуатации объекта МН.

6. На основании представленной приемо-сдаточной документации РНУ в течение десяти дней должны внести изменения в паспорта объектов МН.

17. Требования промышленной безопасности и охраны труда при проведении работ

1. Организация безопасного производства работ. Общие требования

   1. Организация и проведение ремонтных работ осуществляется в соответствии с требованиями РД-13.110.00-КТН-319-09, РД-13.100.00-КТН-225-06, РД-13.100.00-КТН-306-09, РД 39-00147105-015-98, РД-13.220.00-КТН-575-06, ВСН 31-81, ОР-19.100.00-КТН-010-10, СНиП 12-03-2001, СНиП 12-04-2002.

   2. Оформление производства работ и движение техники в охранной зоне МН должно проводиться в соответствии с требованиями ОР-15.00-45.21.30-КТН-003-1-01.

Наряды-допуски должны быть оформлены в соответствии с требованиями ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

Допуск персонала строительно-монтажных организаций к работам в действующих электроустановках и в охранной зоне ЛЭП производиться в соответствии с требованиями ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00), раздел 13.

При нарушении ремонтным подразделением мероприятий, указанных в разрешении на производство работ, наряде-допуске и требований настоящего документа, работы должны быть немедленно остановлены.

3. Руководители и специалисты, участвующие в производстве строительных и ремонтных работ на объектах МН, должны пройти обучение по охране труда, промышленной и пожарной безопасности, а также проверку знаний в области охраны труда, пожарной безопасности и аттестацию в области промышленной безопасности в соответствии с требованиями ОР-03.180.00-КТН-222-09.

Обучение и проверка знаний работников рабочих профессий по охране труда, пожарной безопасности, а также порядок обучения и проверки знаний работников рабочих профессий, установлен требованиями ОР-03.180.00-КТН-222-09, РД-13.100.00-КТН-225-06,  РД-13.100.00-КТН-306-09.

4. Персонал, участвующий в подготовке и проведении ремонтных работ по нарядам-допускам, должен пройти целевой инструктаж по охране труда, который проводит ответственный за безопасное производство работ с записью в наряде-допуске.

На месте проведения ремонтных работ должна находиться нормативная документация и своевременно заполняться оперативная и исполнительная документация в соответствии с приложением Л настоящего документа.

19.1.5 На всех этапах, связанных с выполнением работ в ремонтных котлованах, ответственные за проведение работ, исполнители, наблюдающие РНУ (ОСТ) должны вести постоянный контроль за состоянием откосов стенки котлована и отвала грунта находящегося на бровке.

В случае обнаружения в стенках котлована трещин, грозящих обвалом и (или) условий возможного падения кусков грунта в котлован, необходимо:

- работникам, находящимся в котловане немедленно покинуть его;

- принять меры по предотвращению обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезание грунта для увеличения откосов и др.);

- при выявлении негабаринтых кусков грунта – принять меры по их удалению из траншеи или отвала грунта.

Данные требования должно быть внесено в ППР и указано в нарядах-допусках на все виды работ, связанные с нахождением персонала в траншее (котловане).

2. Меры безопасности при выполнении земляных работ

   1. Производство земляных работ по вскрытию нефтепровода должно проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы.

На косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным уклоном более 15° устойчивость экскаваторов, бульдозеров должна быть обеспечена устройством полок или анкеровкой механизмов.

Инструмент, необходимый для работы, следует укладывать не ближе 0,5 м от бровки котлована (траншеи). Запрещается складировать материалы и инструмент на откос отвала земли со стороны котлована.

Во время ремонтных работ в котловане должны находиться только те лица, которые заняты выполнением конкретной работы в данное время.

Ответственный за подготовку работ должен обеспечить соблюдение уклонов стенок ремонтного котлована и размещения отвала грунта в соответствии с ППР, отсутствия в стенках котлована и отвале грунта негабаритных включений (2/3 ширины ковша - для экскаваторов, 30 см - при разработке вручную).

Отвал грунта должен производиться с противоположной стороны от подъезда техники к рабочему котловану, движение техники со стороны отвала грунта и по отвалу запрещено.

2. При работе экскаватора необходимо соблюдать расстояние 0,2 м от ковша до стенки трубы. Для предотвращения падения грунта в котлован (траншеи) отвал вынутой земли должен находиться на расстоянии не менее 1 м от края котлована.

При работе экскаватора запрещается:

• работа экскаватора на свеженасыпанном, не утрамбованном грунте;

• нахождение людей в радиусе 5 м от зоны максимального выдвижения ковша;

• уход из кабины экскаватора при поднятом ковше;

• использование экскаватора в качестве грузоподъемного механизма;

• перестановка экскаватора с наполненным грунтом ковшом;

• приближение к откосу котлована на расстояние ближе, чем 1,5 м;

• подкоп грунта под опорные части экскаватора;

• брать ковшом экскаватора крупные предметы (камни, бревна), габариты которых превышают 2/3 размера ковша.

При временном прекращении работы экскаватора или при его ремонте, ковш должен быть опущен на землю, а экскаватор перемещен за пределы призмы обрушения, но не менее чем на 2 м от края котлована.

3. При работе бульдозера запрещается:

• залезать в кабину двигающегося бульдозера;

• выдвигать нож за бровку откоса траншеи;

• производить засыпку трубы мерзлым грунтом без предварительной подсыпки мягким минеральным грунтом;

• производить засыпку без проверки отсутствия в траншее людей;

• при перерыве в работе машинист бульдозера должен опустить нож на землю.

При работе на грунтах с малой несущей способностью для предотвращения повреждения нефтепровода бульдозером снятие плодородного слоя следует производить одноковшовым экскаватором.

4. При значительном притоке грунтовых вод, при невозможности работы грузоподъемных механизмов с соблюдением требуемых уклонов стенок котлована, необходимо производить их крепление металлическими шпунтами. Крепление стенки котлована должно производиться в соответствии с утвержденным ППР.

Крепление стенки должно выступать над бровкой котлована на высоту не менее чем 15 см.

Разборку крепления котлована необходимо начинать снизу, по мере обратной засыпки грунта.

Расположение строительной техники около траншеи должно осуществляться в соответствии с параметрами, приведенными в таблице 19.1.

Таблица 19.1 – Параметры расположения строительной техники около траншеи

5. Запрещается движение техники вблизи котлована при нахождении в ней людей.

Перед допуском рабочих в котлованы глубиной более 1,3 м должна быть проверена устойчивость откосов или крепления стен. Котлован должен оснащаться четырьмя инвентарными приставными лестницами шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины траншеи, установленных на противоположных участках котлована.

На всех применяемых лестницах должен быть указан инвентарный номер, дата следующего испытания, принадлежность подразделению. Испытание лестниц проводится: деревянных – 1 раз в 6 месяцев, металлических – 1 раз в 12 месяцев.

Ступени деревянных лестниц должны быть врезаны в тетиву и через каждые 2 м быть скреплены стяжными болтами диаметром не менее 8 мм.

В местах перехода через траншею над нефтепроводом необходимо пользоваться только инвентарными мостиками, имеющими не менее одной промежуточной опоры.

6. При проведении земляных работ запрещается:

• проводить работы без оформления разрешительных документов;

• начинать работы без наличия устойчивой двухсторонней связи с диспетчером филиала ОСТ МН;

• проводить земляные работы в отсутствие ответственного за производство работ;

• проезд техники по бровке котлована, траншеи;

• приближаться гусеницами бульдозера к бровке свежей насыпи ближе 1 м;

• использовать ударный инструмент (кирки, ломы, пневмоинструмент) при обнаружении в местах разработки котлована, траншеи электрокабелей, газопроводов, магистральных трубопроводов и других коммуникаций.

1. При проведении работ с ударными механизмами необходимо соблюдать технику безопасности в соответствии с требованиями РД-13.110.00-КТН-319-09.

1. Меры безопасности при врезке вантузов в нефтепровод

1. Врезка вантуза проводится с оформлением наряда-допуска на огневые работы. При проведении работ обязательно должен быть организован контроль за загазованностью воздуха в рабочей зоне.

2. Применяемые при монтаже вантуза материалы, оборудование должны соответствовать требованиям раздела 7 настоящего документа.

3. Устройство котлована должно производиться в соответствии с требованиями раздела 6 и 19.2 настоящего документа.

19.3.4 Приварку патрубка вантуза к нефтепроводу следует проводить при давлении в нефтепроводе согласно расчету по РД-25.160.10-КТН-004-08, РД-23.040.00-КТН-386-09, ОР-75.180.00-КТН-367-09.

19.3.5 Выполнение работ по вырезке отверстия вантузной задвижки должно проводиться не менее чем двумя рабочими: выполняет работу один (непосредственно работает с приспособлением), наблюдает за ходом работы другой (находится возле пульта управления, при необходимости производит включение-отключение оборудования).

После включения двигателя прорезного устройства проверить направление вращения режущего диска (фрезы), при необходимости его смены, изменить положение двух фаз в сетевой вилке (щите управления). Пульт управления двигателем прорезного устройства должен быть выполнен во взрывозащищенном исполнении.

4. Меры безопасности при работе с линейными задвижками и откачки нефти из отключенного участка

1. Проведение работ по подготовке линейных задвижек и проверке их герметичности должно выполняться с оформлением нарядов-допусков на газоопасные работы.

Газоопасные работы проводятся в соответствии с инструкцией по организации безопасного проведения газоопасных работ на объектах магистральных нефтепроводов, разработанной в ОСТ с учетом требований типовой инструкции [4].

2. При отключении участка нефтепровода, задвижки, закрытые в режиме телеуправления, должны быть проверены на полное закрытие в ручном режиме. Для исключения возможности несанкционированного открытия задвижек должны быть выполнены требования, указанные в п. 9.5 настоящего документа.

Запрещается нахождение в месте производства работ лиц, не связанных с выполнением данной работы. Опасная зона места производства работ должна быть огорожена, выставлены предупредительные знаки.

3. Запрещается при выполнении работ по освобождению нефтепроводов:

   1. производить перекачку нефти без установки обратных клапанов на вантузных задвижках закачки нефти в нефтепровод и на коллекторе DN 250 при использовании двух и более подпорных насосов;

   2. применять подпорные агрегаты при наличии в откачиваемом участке избыточного давления более значений, установленных заводом-изготовителем;

   3. использовать металлорукава и трубы ПМТ, если рабочее давление в линии превышает номинальное разрешенное давление рукавов и ПМТ, СРТ;

   4. наполнять нефтью резервуары, ёмкости или амбары падающей струей, производить перекачку без надежного заземления откачивающих агрегатов;

   5. находиться людям на платформе насосных агрегатов во время транспортировки;

   6. во время работы насосных агрегатов находиться людям (кроме членов экипажа и ответственного за проведение работ) ближе 100 м от агрегатов, напорного и всасывающего нефтепроводов и вантузов откачки-закачки;

   7. выполнение откачки нефти без контроля за давлением в магистральных нефтепроводах;

   8. заполнение амбара до уровня, превышающего 1 м до верхней кромки обвалования.

4. Осветительное, насосное оборудование, вентиляторы, применяемые для проветривания рабочей зоны, газоанализаторы для контроля воздушной среды должны иметь взрывозащищенное исполнение. На электрооборудовании должен быть указан уровень взрывозащиты, при отсутствии знаков взрывозащиты – его использование запрещается.

5. До начала откачки нефти в резинотканевые резервуары, сборно-разборные ёмкости, автоцистерны, необходимо установить выравнивающие перемычки из гибкого медного кабеля сечением 16 мм² между ними и нефтепроводом. Запрещается слив нефти падающей струей.

6. Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных продуктов, должны выполняться с применением инструмента, не дающего искр, в соответствующей спецодежде и спецобуви, не имеющих металлических подков. Для освещения рабочих площадок должны применяться светильники и прожекторы во взрывозащищенном исполнении. Для местного освещения необходимо применять светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12 В или аккумуляторные лампы, соответствующие по исполнению категории и группе взрывоопасной смеси.

7. Для ведения контроля впуска воздуха на вантузах должна назначаться бригада в составе не менее трех человек (работающий и наблюдающие). Для проведения операции открытия и закрытия вантузной задвижки спускаться в колодец разрешается одному человеку под наблюдением не менее двух страхующих человек. Во всех случаях на рабочего, опускающегося в колодец, должен быть надет спасательный пояс.

8. Для защиты органов дыхания работающих внутри полости нефтепровода и в колодце должны применяться шланговые противогазы. Использование фильтрующих противогазов запрещается.

Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе определяется нарядом-допуском, но не должен превышать 15 мин, с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

Работа в котловане или колодце без средств защиты органов дыхания может быть разрешена ответственным за безопасное производство работ, если содержание кислорода в котловане или колодце составляет не менее 20 %, а содержание вредных паров и газов в котловане или колодце не превышает предельно-допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны (для паров нефти не более 300 мг/м³).

В любом случае, у каждого работающего в котловане или колодце должен быть шланговый противогаз в положении «наготове» и спасательный пояс с закрепленной на нем сигнально-спасательной веревкой.

Место проведения газоопасной работы должно быть обозначено и ограждено сигнальной лентой, а при необходимости выставлены посты с целью исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне.

9. Работы по откачке нефти являются газоопасной работой и должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы.

Площадка, на которой устанавливаются насосные агрегаты, включая нефтепроводную обвязку, должна быть ограждена сигнальной лентой.

Лица, не занятые на производстве работ по откачке нефти, должны быть удалены за пределы огражденной территории на безопасное расстояние, не менее чем на 100 м. Нахождение лиц, не занятых обслуживанием насосных агрегатов, на территории не допускается.

При производстве работ должен быть организован контроль загазованности с отбором пробы газа в непосредственной близости от работающих насосных агрегатов.

10. Основные насосные агрегаты, используемые для откачки и закачки нефти, должны быть укомплектованы обратными клапанами и отсекающими задвижками. На вантузах закачки нефти должны быть установлены обратные клапаны.

Для исключения провиса, прогиба и разгерметизации соединительных элементов металлорукавов и рукавов оплеточных непосредственное соединение их к приемному и выкидному патрубкам основных и подпорных насосов не допускается. Соединение должно быть выполнено через специальные соединительные отводы «гусаки», рассчитанные на рабочее давление РN 6,3 МПа.

11. Дизельные приводы основных насосных агрегатов и электростанции должны иметь искрогасители заводского изготовления, устанавливаемые перед производством работ на выхлопной трубе.

Основные и подпорные насосы, электростанции должны быть заземлены штатными заземлителями и заземляющими проводниками.

Питающие кабели приводов насосных агрегатов и прожекторов должны быть проложены на штатных подставках.

12. При заправке топливом двигателя и привода работающих насосных агрегатов должны соблюдаться следующие меры безопасности:

• обеспечен беспрепятственный подъезд к насосным агрегатам, исключающим переезд через линии обвязки, силовые кабели. В случае необходимости должны быть обустроены переезды через коммуникации, исключающие их повреждение;

• расстояние между топливозаправщиком и заправляемым агрегатом, должно быть не ближе 1,5 м;

• топливозаправщик должен быть заземлен штатным заземляющим устройством;

• двигатели привода генератора (автомобиля) и привода основного насоса должны быть выключены;

• вантузы, установленные на откачиваемом и закачиваемом нефтепроводах, должны быть закрыты.

13. При обнаружении утечек нефти из нефтепровода и соединительных деталей, обвязки откачивающих агрегатов устранение утечки должно проводиться только при выключенных агрегатах, закрытых задвижках на приемной и напорной линиях, отсутствии избыточного давления в полости нефтепроводов и насосов.

Замазученность, образованная в результате утечки, должна быть убрана.

19.4.14 На узлах ближайших линейных задвижек и насосных агрегатах для контроля давления в опорожняемом нефтепроводе и на участке закачки нефти должны быть установлены манометры.

19.4.15 При откачке нефти из освобождаемого участка нефтепровода в передвижные ёмкости заполнение производится только на 90 % ёмкости. Не допускается налив нефти в емкость падающей струей.

19.4.16 Для обеспечения пожарной безопасности в месте установки насосных агрегатов должен быть выставлен пожарный пост. При установке от 1 до 3 насосных агрегатов ПНУ на месте производства работ в постоянной боевой готовности должна находиться одна пожарная автоцистерна АЦ-40 (с емкостями для воды не менее 2 м³ и пенообразователя не менее 0,15 м³ и производительностью насоса не менее 40 л/с) с боевым расчетом не менее двух человек. При установке от четырех до семи насосных агрегатов две пожарные автоцистерны АЦ-40 (с емкостями для воды не менее 2 м³ и пенообразователя не менее 0,15 м³ и производительностью насоса не менее 40 л/с) или одна пожарная автоцистерна типа АЦ 4.0-70, АЦ 5.0-100 с производительностью насоса не менее 60 л/с, при этом боевой расчет должен составлять не менее 3-х человек. При установке одной АЦ прокладывается не менее трех магистральных рукавных линий с присоединенными разветвлениями, рабочими линиями с пеногенераторами и обеспечением маневра пеногенераторов по всей площади места установки ПНУ.

Для работы в составе боевого расчета, не менее двух человек на АЦ, привлекаются члены ДПД, назначенные распоряжением ответственного за организацию и безопасное производство работ.

19.4.17 При сверлении технологических отверстий для подачи воздуха в нефтепровод и контрольных отверстий для проверки наличия нефти необходимо соблюдать меры указанные в 19.11 настоящего документа.

5. Меры безопасности при выполнении работ по вырезке «катушек», задвижек, соединительных деталей

1. Работы по вырезке «катушки» должны проводиться с оформлением наряда-допуска на огневые и газоопасные работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

2. Применяемый инструмент и приспособления должны эксплуатироваться в соответствие с РД 34.03.204.

Перед началом работ по вырезке «катушки», станции катодной и дренажной защит должны быть отключены (на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ), а также и высоковольтные линии (на ремонтируемом участке).

3. Применяемое оборудование должно быть исправным, иметь заводские паспорта, паспорта-формуляры. Техническое обслуживание оборудования должно проводиться в соответствие с утвержденными графиками.

4. При производстве работ все технические средства, не используемые в работе, должны находиться за пределами зоны производства работ, на расстоянии не менее 100 м.

5. Работы при резке труб МРТ должны выполняться с соблюдением мер безопасности, указанными в 11.2.5  11.2.7.

6. Во время работы МРТ, категорически запрещается нахождение в котловане людей. Подача охлаждающей жидкости должна быть организована с бровки котлована.

7. Осветительное, насосное оборудование, вентиляторы, применяемые для проветривания рабочей зоны, газоанализаторы для контроля воздушной среды должны иметь взрывозащищенное исполнение. На электрооборудовании должен быть указан уровень взрывозащиты, при отсутствии знаков взрывозащиты его использование запрещается.

8. Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил.

19.5.8.1 Корпуса, а также все открытые проводящие части применяемого передвижного электрооборудования должны быть защищены от косвенного прикосновения и т.д. в соответствии с требованиями ПУЭ (пункт 1.7.51) путем заземления с помощью переносных заземлителей.

Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок с глухозаземленной нейтралью для питания труборезных машин напряжением до 1 кВ не должно превышать 4 Ом, а для электроустановок с изолированной нейтралью напряжением до 1 кВ – 10 Ом, при выполнении условия, указанного в ПУЭ (пункт 1.7.104).

Для защиты персонала от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в соответствии с требованиями ПУЭ (пункт 1.7.59) передвижное электрооборудование должно быть оборудовано устройством защитного отключения (УЗО).

При проведении работ по вырезке катушек запрещено применение оборудования и инструмента I класса без электрозащитных средств.

Применение оборудования и инструмента II и III класса допускается без электрозащитных средств.

Перед началом работ с МРТ, переносным электроинструментом и светильниками, в соответствии с требованиями ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00), пункт 10.5, следует:

• определить по паспорту класс МРТ или инструмента;

• проверить комплектность и надежность крепления деталей;

• убедиться внешним осмотром в исправности питающего кабеля (шнура), штепсельной вилки, целости изоляционных деталей корпуса, рукоятки и крышек щеткодержателей, защитных кожухов;

• проверить четкость работы выключателя;

• выполнить тестирование устройства УЗО;

• проверить работу на холостом ходу.

Не допускается использовать МРТ, переносные электроинструменты и светильники, с относящимся к ним вспомогательным оборудованием, имеющие дефекты.

Переносной электроинструмент и прочее электрооборудование должны подвергаться периодической проверке и испытаниям в объемах, установленных нормативными документами и ТУ на изделия, действующими объемами и нормами испытания электрооборудования.

На корпусе электроинструмента должны быть указаны инвентарные номера и даты следующих проверок, а на понижающих трансформаторах – инвентарный номер и дата следующего испытания.

Протоколы электротехнических испытаний и журналы учета электроинструмента должны находиться на месте производства работ.

9. Взрывные работы разрешается проводить при концентрации горючих паров и газов не выше предельно-допустимой концентрации по санитарным нормам. В случае превышении предельной допустимой концентрации вредных веществ (300 мг/м³) работникам устанавливающим заряды, следует применять СИЗОД.

Взрывные работы производятся в соответствие с ПБ 13-407-01. Для проведения взрывных работ необходимо наличие лицензии Ростехнадзора на данный вид деятельности.

К взрывным работам допускаются лица мужского пола не моложе 20 лет, прошедшие специальное обучение и проверку знаний, вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Взрывник допускается к самостоятельному производству взрывных работ после стажировки в течение 1 месяца под руководством опытного взрывника.

10. Взрывнику под роспись должны быть выданы инструкция по охране труда, ППР, наряд-путевка на производство взрывных работ. Производство взрывных работ производится по наряду-допуску на производство огневых работ.

11. Не допускаются курение, нахождение открытого огня на расстоянии ближе 100 м от мест нахождения взрывчатых веществ (ВВ). Запрещается допуск персонала и других лиц, кроме взрывников и охраны, ближе 100 м от места хранения ВВ. При установке и применении ВВ технические средства и персонал, не участвующий в установке зарядов, должны быть удалены за границы опасной зоны, установленной, для ШКЗ – 50 м, УКЗ-П – 300 м.

12. Перевозка ВВ осуществляется в передвижном складе. Все ВВ должны находиться в заднем отсеке, а средства инициирования – в передней части, в сейфе. ВВ должны быть проложены мягкими прокладками для исключения трения друг о друга. УКЗ-П должны надежно закрепляться для исключения трения во время перевозки.

Доставка взрывчатых материалов (ВМ) со складов непосредственно к месту производства работ осуществляется согласно инструкции по безопасной перевозке взрывчатых материалов.

При совместной доставке средств инициирования и ВВ взрывник может переносить не более 12 кг ВМ.

13. При выполнении работ не допускается:

• наносить удары и нарушать форму ВМ;

• оставлять ВМ без присмотра;

• выдергивать или тянуть провода электродетонаторов;

• применять ВМ не по назначению;

• вставлять электродетонатор в бобышку с приложением большого усилия.

14. Все электрокабели, электроустановки, контактные провода, находящиеся в опасной зоне, должны быть обесточены с момента монтажа электровзрывной сети. Их включение должно осуществляться только после сигнала отбоя об окончании взрывных работ.

15. Электровзрывная сеть должна быть двухпроводной. Использовать в качестве проводника нефтепровод, землю, рельсы запрещается. Запрещается монтировать электровзрывную сеть от источника тока.

16. Присоединение проводов к взрывному прибору следует проводить в месте укрытия взрывника.

17. Для предотвращения загорания нефти котлован перед проведением взрыва заполняется воздушно-механической пеной на высоту не менее 1 м над трубой.

18. Пожарные машины должны находиться за границей опасной зоны.

19. После установки зарядов, окончания монтажа электровзрывной сети и подачи пены ответственный за проведение работ должен убедиться в отсутствии людей в опасной зоне, взрывник должен проверить исправность электровзрывной цепи, подать боевой сигнал (два продолжительных свистка) и произвести подрыв зарядов.

Выход взрывника из укрытия после взрыва разрешается не ранее, чем через 10 минут и только после отсоединения электровзрывной сети от источника тока и замыкания концов проводов накоротко.

После взрыва взрывник тщательно осматривает место реза и, убедившись, что заряды взорвались, подает сигнал отбоя (три коротких свистка).

20. Если при подаче напряжения взрыва не произошло, взрывник обязан отсоединить от прибора (источника тока) электровзрывную цепь, замкнуть ее концы накоротко и взять с собой ключ от взрывной машинки. Выходить из укрытия для выяснения причины отказа можно не ранее, чем через 10 минут, независимо от типа применяемых детонаторов. Место отказа обозначается красным флажком.

21. Если детонатор сработал, а взрыва не произошло, возможны следующие варианты:

• детонатор взорвался, а полукольцо заряда осталось без изменения (нет вмятин, форма сечения не нарушена). Необходимо в бобышку заряда установить новый

электродетонатор, смонтировать магистраль и произвести повторный взрыв;

• детонатор взорвался и пробил заряд (на поверхности имеются вмятины). Необходимо демонтировать отказавший заряд, а на его место установить новый и провести повторный взрыв.

Дефектный заряд уничтожается только взрыванием в отведенном месте, указанном ответственным за проведение работ.

22. В случае приближения грозы, взрывные работы должны быть прекращены. Если электровзрывная цепь была смонтирована до грозы, то перед грозой необходимо произвести взрыв или отсоединить провода от электродетанаторов, концы проводов заизолировать.

1. Меры безопасности при герметизации полости труб нефтепровода

1. Выполнение работ по герметизации трубопроводов должно осуществляться по наряду-допуску и плану производства работ. В плане производства работ и наряде-допуске должен быть указан способ перекрытия, вид герметизаторов, применяемых для герметизации каждого участка трубопровода. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

2. До производства работ по зачистке ремонтного котлована и герметизации внутренней полости от нефти и парафина необходимо произвести анализ воздуха. При превышении предельно-допустимых концентраций вредных веществ (300 мг/м³) производится проветривание и дегазация ремонтного котлована осевыми вентиляторами во взрывобезопасном исполнении.

3. Герметизаторы должны применяться при температуре окружающего воздуха от минус 30 °С до плюс 40 °С. При температуре окружающего воздуха выше 30 °С использовать навесы для защиты от прямых солнечных лучей. При температуре окружающего воздуха ниже 30 °С использовать закрытые палатки с применением обогревательных устройств взрывобезопасного исполнения.

Используемые герметизаторы должны иметь инструкцию по эксплуатации, паспорт завода-изготовителя, сертификат соответствия и разрешение Ростехнадзора на применение.

Работы по установке герметизаторов и перекрытию внутренней полости нефтепровода должны проводиться при отсутствии в нем избыточного давления и притока нефти.

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.

Повторное применение ГРК на нефтепроводе запрещено.

Герметизатор должен обеспечивать герметичность перекрытия полости нефтепровода в течение не менее 48 ч.

4. Для возможности установки герметизаторов внутренняя поверхность нефтепровода должна быть полностью очищена от нефти, парафина, грязи и окалины.

5. Длина очищенного участка от торца трубы должна быть:

• для герметизаторов «Кайман» – не менее (2D+1) м, где D – диаметр нефтепровода в метрах;

• для герметизаторов ГРК – не менее 2,5 м.

6. При выполнении работ по очистке внутренней полости от остатков нефти, при набивке тампона и установке герметизатора для страховки работника должен использоваться монтажный пояс со страховочной веревкой; страхующих должно быть не менее двух человек. На поясе и страховочной веревке должны быть бирки с указанием инвентарного номера, даты следующего испытания. Применение поясов и страховочных веревок с истекшими сроками испытания запрещается.

Для защиты органов дыхания при проведении работ по укладке упорной стенки и установке тампонов, герметизаторов из резинокордной оболочки, работающие должны использовать противогазы типа ПШ-1, ПШ-2. Использование фильтрующих противогазов запрещается.

Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе определяется нарядом-допуском, но не должен превышать 15 мин, с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

Работы по монтажу герметизаторов в трубопровод через открытый торец, выпуск воздуха и демонтаж герметизатора из трубопровода после завершения работ по установке катушки должны проводиться под руководством и в присутствии ИТР, ответственного за проведение данного вида работ.

7. При герметизации внутренней полости нефтепровода в ремонтном котловане должны находиться только работники, занятые набивкой тампона и установкой герметизатора, указанные в наряде-допуске.

8. Запрещается установка герметизаторов и трамбовка глиняного тампона способами и механизированными устройствами, не имеющими разрешение на применение и не указанными в инструкциях, утвержденных главным инженером ОСТ.

9. Запрещается нахождение персонала перед открытыми торцами нефтепровода при подаче воздуха в герметизаторы типа «Кайман» и ГРК во время их установки, регулирования давления, сброса давления и демонтажа.

10. В ночное время освещение рабочего котлована должно осуществляться прожекторами или светильниками во взрывобезопасном исполнении. Силовые кабели должны быть уложены на инвентарные стойки в местах, исключающих их повреждение, и за пределами зоны движения техники.

11. Для местного освещения необходимо применять взрывозащищенные светильники напряжением не более 12 В или взрывозащищенные аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за пределами взрывоопасной зоны).

12. После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из герметизаторов должен быть спущен, а узлы (блоки) контроля давления в герметизаторах должны быть демонтированы.

13. Перед демонтажом герметизаторов, при наличии открытого торца трубы ответственный за проведение работ обязан проверить давление газа в нефтепроводе. При отклонении давления в нефтепроводе от атмосферного работы должны быть приостановлены и приняты меры по приведению давления к величине атмосферного давления.

14. Контроль за уровнем нефти перед герметизаторами и избыточным давлением газов или вакуумом в нефтепроводе организовывается через отверстие диаметром 12 мм, просверленное в верхней образующей нефтепровода на расстоянии не менее 40 м до герметизатора (глиняного тампона). При невозможности соблюдения расстояния в 40 м (технологические нефтепроводы, наличие запорной арматуры и др.) отверстие должно сверлиться на максимально возможном удалении от герметизатора с установкой шланга, конец которого следует отводить на расстоянии не менее 30 м. Присоединение шланга к нефтепроводу должно быть загерметизировано.

15. При сверлении технологических и контрольных отверстий необходимо соблюдать меры безопасности, указанные в 19.11 настоящего документа.

16. При проведении работ контроль избыточного давления газа или вакуума в нефтепроводе за герметизатором через контрольные отверстия должен осуществляться каждый час.

17. На контрольные отверстия должны быть установлены маячки на алюминиевых стержнях и организовано постоянное наблюдение с целью своевременного обнаружения повышения давления газов или образования вакуума и поступления нефти в полость опорожненного участка нефтепровода.

18. При отклонении давления газа в нефтепроводе от атмосферного работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению причин изменения давления.

19. Запрещается заполнять ГРК сжатым воздухом (инертным газом) до его установки во внутреннюю полость нефтепровода.

20. Запрещается при выполнении операций по установке и извлечению ГРК проводить работы с помощью ударных механизмов.

21. Запрещается проведение работ по извлечению ГРК из внутренней полости нефтепровода без использования защитной решетки и лебедки.

22. Запрещается извлечение ГРК через открытый конец нефтепровода до момента полного падения давления в герметизаторе и образования зазора между трубой и герметизатором.

1. Меры безопасности при подготовке и производстве сварочно-монтажных работ

1. Запрещается при подгонке «катушек», резке торцов труб находится напротив открытых концов нефтепровода, а также присутствовать лицам, не участвующим при выполнении данных операций.

2. Производство сварочно-монтажных работ должно осуществляться с оформлением наряда-допуска на огневые работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

3. Применяемые при проведении работ сварочное оборудование, переносной электроинструмент, освещение, средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям ПУЭ, ПТЭЭП, СО 153-34.03.603-2003 [5].

4. К проведению сварочных работ и работ с переносным электроинструментом допускаются лица, прошедшие предварительное обучение, проверку знаний инструкций по охране труда, имеющие удостоверение о проверке знаний норм и правил работы в электроустановках и группу по электробезопасности не ниже II.

Ответственный за проведение работ должен иметь группу по электробезопасности не ниже, чем у подчиненного персонала, и в своей работе руководствоваться требованиями ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00).

5. Перед началом электросварочных работ необходимо проверить исправность изоляции сварочных кабелей и электрододержателей, а также плотность соединений всех контактов.

Расстояние от сварочных кабелей до баллонов с кислородом должно быть не менее 0,5 м, до баллонов с горючими газами – не менее 1 м.

Использование электрододержателей незаводского изготовления и электрододержателей с нарушенной изоляцией рукоятки запрещается.

Кабели, подключенные к сварочным аппаратам, распределительным щитам и другому оборудованию, а также в местах сварочных работ, должны быть надежно изолированы от действия высокой температуры, химических воздействий и механических повреждений.

При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками их провода и кабели должны подвешиваться на инвентарных стойках.

Переносной электроинструмент, светильники, ручные электрические машины должны быть подключены только через устройство защитного отключения (УЗО).

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов и трансформаторов с трехфазным выходным напряжением должно быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380 и 220 В. Сечение заземляющего нейтраль проводника должно составлять не менее 10 мм² для медного, не менее 75 мм² для стального проводника.

6. При работе со шлифмашинкой запрещается:

• работать без спецодежды и обуви, средств защиты головы, органов зрения или лица;

• снимать защитный кожух рабочего круга;

• применять круги, допустимая скорость вращения которых меньше скорости вращения шлифмашинки;

• производить торможение рабочего круга рукой;

• класть шлифмашинку до полной остановки рабочего круга;

• производить замену или закрепление рабочего круга без отключения шлифмашинки от сети;

• работать шлифмашинкой с приставных лестниц.

Запрещается оставлять без надзора электроинструмент, присоединенный к сети, а также передавать его лицам, не имеющим допуска к работе с ним.

7. Запрещается работа с электроинструментом:

• при повреждении штепсельного соединения, кабеля или его защитной трубки;

• при нечеткой работе выключателя;

• при вытекании смазки из редуктора;

• при появлении дыма;

• при повышенном шуме, стуке, вибрации;

• при поломке или появлении трещин в корпусе, защитном экране;

• при исчезновении электрической связи между металлическими частями корпуса и нулевым защитным штырем питающей вилки.

8. На корпусе электросварочного аппарата должен быть указан инвентарный номер, дата следующего измерения сопротивления изоляции и принадлежность подразделению.

9. Запрещается проведение сварочных работ во время снега или дождя без применения навеса над местом производства работ и ветра со скоростью свыше 10 м/с.

Запрещается проведение сварочно-монтажных и погрузочно-разгрузочных работ в грозу.

При оставлении места работы сварщик должен отключить сварочный аппарат.

При транспортировании газовых баллонов на них должны быть навернуты колпаки, кроме того, на баллонах с горючими газами на боковом штуцере должны быть установлены заглушки.

Совместная транспортировка кислородных баллонов и баллонов с горючими газами не допускается. Запрещается нахождение людей в кузове автомашины при транспортировании баллонов.

10. Баллоны должны подвергаться техническому освидетельствованию. На горловине баллона должна быть выбита дата следующего освидетельствования. Использование баллонов с истекшим сроком освидетельствования не допускается.

Расстояние от баллонов до источников открытого огня должно составлять не менее 5 м. Баллоны должны быть защищены от воздействия прямых солнечных лучей.

Редукторы, используемые для снижения давления, должны быть окрашены в тот же цвет, что и баллон. Пользоваться редукторами, имеющими неисправные или с истекшим сроком поверки манометры, запрещается.

Замерзшие редукторы допускается отогревать только горячей водой.

Запрещается подогревать баллоны для повышения давления.

Запрещается использовать на баллонах манометры, не предназначенные для эксплуатации горючих газов и кислорода. Манометры для горючих газов и кислорода должны иметь маркировку по ГОСТ 2405.

11. Общая длина рукавов для газовой резки должна быть не более 30 м, рукав должен состоять не более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой двухсторонними гофрированными ниппелями, закрепленных хомутами.

Рукава необходимо ежедневно осматривать на наличие трещин и надрезов.

Рукава для газовой резки, редукторы, газовые горелки должны подвергаться периодическим испытаниям.

12. При выполнении газоопасных работ должен применяться инструмент, не дающий искр.

13. Меры безопасности при дефектоскопии сварных швов

19.7.13.1 Работы по дефектоскопии сварных швов должны производиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы или работы повышенной опасности и должны выполняться в порядке, указанном в разделе 15 настоящего документа.

19.7.13.2 При проведении анализа ГВС должны выполняться требования безопасности указанные в разделе 19.10 настоящего документа.

19.7.13.3 Во время выполнения работ, а также после перерывов в работе и изменении погодных условий, лицо, ответственное за проведение работ обязан контролировать состояние откосов котлована (траншеи) на соответствие требованиям, указанным в разделах 6.2 и 19.2 настоящего документа.

19.7.13.4 К работам с аппаратами допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие специальную подготовку, отнесенные к персоналу группы А по СанПиН 2.6.1.2523-09, прошедшие медицинский осмотр и не имеющие медицинских противопоказаний.

Все лица, работающие с рентгеновскими переносными аппаратами, должны иметь допуск к работе на электроустановках свыше 1000 В не ниже IV группы.

19.7.13.5 Дефектоскопия сварных швов с применением рентгеновского аппарата должна выполняться в соответствии с инструкцией по радиационной безопасности, утвержденной главным инженером РНУ (СУПЛАВ).

К использованию допускаются аппараты, имеющие санитарно-эпидемиологическое заключение федерального органа Госсанэпиднадзора о соответствии требованиям санитарных правил.

19.7.13.6 Каждый дефектоскопист, работающий с рентгенаппаратом должны иметь при себе индивидуальный дозиметр.  

19.7.13.7 Перед началом работ необходимо:

а) проверить исправность всех зажимов, соединительных клемм и пульта управления рентгенаппаратом. Заземлить рентгенаппарат;

б) оградить радиационно опасную зону и выставить знаки радиационной безопасности. Выставляемые знаки должны быть отчетливо видимыми с расстояния не менее 3-х метров;

в) обеспечить отвод ГВС из внутренней полости нефтепровода (между герметизаторами) для чего, на контрольные отверстия устанавливаются шланги, концы которых следует отводить на расстояние не менее 30 м. Присоединение шланга к нефтепроводу должно быть загерметизировано;

г) разместить пульт управления аппаратом на таком расстоянии от рентгеновского излучателя, которое обеспечивает безопасные условия труда персонала, но не менее 15 м. При невозможности выполнения этого условия использовать специальные защитные экраны либо оснащать аппараты средствами автоматической задержки включения, дающими возможность персоналу отойти в безопасное место.

19.7.13.8 Во время проведения работ по рентгеновской дефектоскопии запрещается:

а) оставлять без присмотра пульт управления аппарата;

б) включать рентгенаппарат при нахождении в радиационно опасной зоне людей несвязанных с выполнением данной работы, а также до прихода всех членов бригады (дефектоскопистов) к пульту управления рентгенаппаратом;

в) подходить к объекту контроля до выключения рентгенаппарата и загорания соответствующей индикации на пульте управления.

19.7.13.9 По окончании работ выключить рентгенаппарат, закрыть замковое устройство на его пульте (при наличии), доложить лицу, ответственному за проведение работ и убрать знаки радиационной безопасности.

8. Основные меры безопасности при заполнении нефтью

1. Работы по заполнению нефтепровода нефтью должны производиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы и должны выполняться в порядке, указанном в разделе 16 настоящего документа.

2. Для ведения контроля выпуска ГВС на вантузах должна назначаться бригада в составе не менее трех человек (работающий и наблюдающие). Для проведения операции открытия и закрытия вантузной задвижки спускаться в колодец разрешается одному человеку под наблюдением не менее двух страхующих человек. Во всех случаях на рабочего, опускающегося в колодец, должен быть надет спасательный пояс.

3. Производство работ по выпуску ГВС в колодцах разрешается проводить только с применением изолирующего шлангового противогаза. Работник должен надеть изолирующий шланговый противогаз типа ПШ-1, ПШ-2 перед спуском в колодец. Шланг противогаза следует выводить из колодца в наветренную сторону. Все члены бригады должны иметь изолирующие противогазы в состоянии готовности.

4. В зоне проведения работ по выпуску ГВС не должны находиться люди и техника, не связанные с выполнением данной работы.

5. В ППР должны быть предусмотрены мероприятия по отводу ГВС на расстояние, обеспечивающее безопасное производство работ в колодце или на месте установки вантуза.

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

6. Не допускается осуществлять выпуск ГВС в сторону ЛЭП, трансформаторных пунктов, будок ПКУ, расположенных на расстоянии менее 20 м от вантуза.

7. При выполнении работ в ночное время необходимо обеспечить освещение рабочего места. Осветительные приборы должны быть во взрывобезопасном исполнении, для местного освещения необходимо применять светильники напряжением не более 12 В или аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за пределами взрывоопасной зоны). Радиотелефоны (переносные средства связи, используемые в пределах взрывоопасных зон) должны быть исполнения не ниже 1 Ехi II A T3 (искробезопасная электрическая цепь) и иметь на корпусе соответствующую маркировку взрывозащиты.

8. При работе в колодце для страховки работника должны использоваться монтажный пояс со страховочной веревкой, со страхующими снаружи не менее двух человек и шланговый противогаз, отвечающий требованиям раздела 19 настоящего документа.

1. Меры безопасности при изоляционных работах

1. Работы по нанесению изоляции на отремонтированный участок нефтепровода должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы, при проведении изоляционных работ битумно-полимерной мастикой или с применением открытого огня - с оформлением наряда-допуска на огневые работы. Перед проведением работ по очистке и изоляции необходимо провести контроль воздушной среды на загазованность.

2. Запрещается применение открытого огня при очистке нефтепровода от изоляции.

При производстве изоляционных работ размещение битумоплавильного котла с применением открытого огня разрешается не ближе 50 м от нефтепровода.

При приготовлении грунтовки битум, нагретый до температуры не выше 180 С, должен вливаться в бензин, а не наоборот.

3. При работе с грунтовками и растворителями запрещается:

• применять этилированный бензин и бензол;

• хранить и транспортировать их в открытой таре;

• бросать заполненную тару при погрузке и выгрузке, вывинчивать пробки и открывать крышки, ударяя по ним металлическими предметами, вызывающими искрообразование;

• перемешивать и переливать их ближе 50 м от открытого огня.

1. В месте приготовления битумно-полимерной мастики постоянно должен находиться комплект противопожарных средств:

• ящик с сухим песком;

• лопаты;

• технический войлок, брезент или асбестовое полотно;

• углекислотный огнетушитель ОУ-10 (один на котел).

5. При возгорании в котле битумно-полимерной мастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку.

Запрещается тушить горящий битум водой или снегом.

6. Переноска разогретых битумно-полимерных мастик разрешается только в специальных бачках (усеченный конус с расширением книзу, с плотно закрывающейся и запирающейся крышкой).

Подача разогретой битумно-полимерной мастики в траншею в таре передачей из рук в руки запрещается. Для подачи в траншею емкостей с разогретыми изоляционными мастиками по возможности должны применяться грузоподъемные механизмы.

7. При попадании праймера на кожу его необходимо удалить ветошью, марлевым тампоном и водой с мылом.

8. При повышенных температурах (выше 130 °С) в процессе нанесения и термоусадки покрытия возможно незначительное выделение оксида углерода, непредельных углеводородов, альдегидов и других токсичных продуктов (класс опасности III). При выполнении работ по изоляции сварных стыков в производственных помещениях (здание НПС, ПСП и т.п.) должна быть обеспечена работа приточно-вытяжной вентиляции. Концентрация токсичных паров и газов в воздухе рабочей зоны должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005 и не должна превышать предельно-допустимых норм, утвержденных Минздравсоцразвития России.

9. При применении битумно-полимерных материалов (покрытий) запрещается:

• разводить открытый огонь ближе 50 м от мест хранения материалов;

• перевозить одновременно в кузове автомашины людей и материалы.

10. При осуществлении контроля сплошности нанесенного изоляционного покрытия искровым дефектоскопом запрещается нахождение в траншее посторонних лиц. Дно траншеи должно быть спланировано. Персонал, проводящий контроль, должен иметь группу по электробезопасности не ниже III, быть аттестован в соответствии с ПБ 03-440-02 и быть обеспечен средствами индивидуальной защиты от напряжения (диэлектрические боты и перчатки). Запрещается проведение работ по контролю сплошности изоляции искровым дефектоскопом во время дождя или снега.

10. Контроль воздушной среды при проведении огневых, газоопасных работ

1. Контроль воздушной среды на объектах МН проводится с целью обеспечения нормальных условий труда, предотвращения острых или хронических отравлений обслуживающего персонала или развития у них профессиональных заболеваний, а также с целью предупреждения возникновения опасных концентраций паров и газов, которые могут повлечь за собой взрывы и пожары.

Пары нефти согласно ГОСТ 12.1.007 по степени воздействия на организм человека относятся к четвертому классу опасности (малоопасные).

2. Предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны для паров нефти составляет 300 мг/м³.

Примечание: ПДК  концентрация, которая при ежедневной работе в пределах 8 ч в течение всего рабочего стажа работника не может вызвать у работающего заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследования, непосредственно в процессе работы или в отдаленные сроки.

3. С целью обеспечения пожаровзрывобезопасности для всех работ установлена ПДВК, она составляет 5 % величины нижнего концентрационного предела распространения пламени и составляет для паров нефти 2100 мг/м³.

4. Отбор и анализ проб воздушной среды осуществляют лица, прошедшие специальную подготовку, сдавшие аттестационный экзамен в присутствии представителя Ростехнадзора и получившие допуск на проведение данного вида работ. Обязанности по проведению анализа воздушной среды возлагаются приказом по предприятию. Лицо, проводящее анализ воздушной среды, должно иметь при себе удостоверение.

5. Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, включенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и имеющие действующие свидетельства о поверке, свидетельства на взрывозащиту, разрешения Ростехнадзора на применение на подконтрольных ему объектах и прошедшие государственную поверку в территориальных органах Ростехрегулирования. Документом, удостоверяющим государственную поверку прибора, является свидетельство, которое должно находиться вместе с прибором.

Также при комплектовании газоанализатора стандартным образцом ГСО (устройством калибровочным, поверочным) должно быть в наличии свидетельство о поверке на ГСО. В паспорте на газоанализатор должна быть отметка о прохождении периодического технического обслуживания (при наличии требования в инструкции по эксплуатации).

Для проведения замеров состояния воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, предназначенные для определения предельно допустимых концентраций веществ в воздухе рабочей зоны (в весовых, мг/м³, или объемных величинах, % об.).

6. Запрещается использование сигнализаторов для проведения замеров состояния воздушной среды. Показания этих приборов не допускается заносить в наряды-допуски.

Сигнализаторы горючих газов типа СГГ-4М, СГГ-14 и др. могут использоваться только для текущего контроля довзрывоопасных концентраций горючих паров и газов. В них при достижении заданного уровня загазованности предусмотрена подача световой и звуковой сигнализации.

7. За газоанализаторами, находящимися в эксплуатации, должно быть закреплено ответственное лицо (из числа специалистов), которое должно следить за исправностью и работоспособностью приборов, за своевременностью проведения технического обслуживания и государственной поверки.

Запрещается пользоваться газоанализаторами, не прошедшими государственную поверку или с просроченным сроком поверки, не имеющими паспорта и сертификаты.

8. В каждом ОСТ должна быть разработана инструкция по охране труда при отборе и анализе проб воздушной среды (по контролю воздушной среды). Данная инструкция разрабатывается на основе ИБТВ 1-087-81 [6] с учетом специфических особенностей предприятия.

К наряду-допуску должна быть приложена схема с указанием мест отбора проб воздушной среды.

9. Контроль воздушной среды проводится до и после выполнения всех подготовительных мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском. Первичный контроль воздушной среды должен проводиться в присутствии лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, текущие замеры – в присутствии ответственного за проведение работ.

Воздушная среда должна контролироваться непосредственно перед началом работ, после каждого перерыва в работе и в течение всего времени выполнения работ с периодичностью, указанной в наряде-допуске, но не реже чем через один час работы, а также по первому требованию работающих.

10. При выборе точек контроля необходимо учитывать место и характер проведения работ, а также метеорологические условия (температуру воздуха, направление и скорость ветра).

Результаты анализа воздушной среды сообщаются ответственным лицам и заносятся в наряд-допуск.

11. Контроль воздушной среды в котлованах проводится только после очистки траншеи и поверхности нефтепровода от остатков нефти и горючих материалов. Воздушная среда должна контролироваться не менее чем в трех точках по всей длине котлована, плюс 1 точка на каждые 10 м увеличения длины котлована.

12. Точки контроля воздушной среды в котловане должны находиться не выше 0,5 м от дна и как можно ближе к возможным источникам выделения паров и газов или мест их скопления.

Газоопасные работы в котловане (безогневая резка трубы машинами типа МРТ, установка герметизатора, набивка глиняного тампона и др.) можно проводить, если концентрация паров и газов в котловане не превышает ПДВК (2100 мг/м³).

Работы в котловане без применения СИЗОД проводятся, если концентрация не превышает предельно-допустимую концентрацию паров нефти (300 мг/м³).

13. При проведении огневых работ по замене «катушки» дополнительно необходимо контролировать воздушную среду по периметру глиняного тампона или другого герметизирующего устройства до тех пор, пока участок нефтепровода не будет закрыт «катушкой».

14. При наличии вблизи ремонтного котлована амбара (резинотканевого резервуара) с нефтью необходимо проводить замеры концентраций паров нефти по границам земляного амбара (резервуара)  с подветренной стороны, а также в самом ремонтном котловане через 30 минут.

15. Контроль воздушной среды в нефтепроводах проводится только после их опорожнения и сброса давления ИГС до атмосферного. Воздух во внутренней полости нефтепровода контролируется у нижней образующей трубы через разболченные соединения (фланцевые, резьбовые и др.) или просверленные отверстия с помощью воздухозаборной трубки, при этом необходимо исключить подсос свежего воздуха закрытием всех непредусмотренных отверстий.

Если для контроля воздушной среды в нефтепроводах используются приборы с конвекционно-диффузионным способом забора воздуха, необходимо на датчик надеть колпачок, снабженный двумя штуцерами и обеспечить с помощью насоса и воздухозаборной трубки непрерывный проток анализируемого воздуха через датчик до стабилизации показаний прибора.

16. Контроль воздушной среды в колодце проводится не ранее чем через 15 мин. после открытия крышки и проветривания колодца. Воздух следует контролировать на высоте не выше 0,5 м от дна колодца или поверхности жидкости, находящейся в колодце, способом опускания прибора на веревке или с помощью удлинительной воздухозаборной трубки.

17. Контроль воздушной среды при газоопасных и огневых работах могут выполнять работники, прошедшие специальную подготовку, получившие допуск к выполнению данного вида работ, знающие устройство и правила пользования СИЗОД и допущенные к работе в противогазах по состоянию здоровья, а также знающие характер действия вредных веществ на организм человека и умеющие оказывать первую доврачебную помощь.

18. Лицо, проводящее анализ воздушной среды, должно быть в спецодежде, удовлетворяющей требованиям взрывобезопасности, и иметь при себе фильтрующий противогаз.

Для контроля воздушной среды в газоопасных местах должны использоваться только взрывозащищенные приборы. Включать и выключать приборы следует за пределами опасной зоны.

Контроль воздушной среды в особо опасных зонах (емкостях, колодцах, траншеях и др.) необходимо проводить в СИЗОД изолирующего типа в присутствии наблюдающего (дублера).

При необходимости контроля воздушной среды в темное время суток, неблагоприятных погодных условиях, ухудшающих рассеивание паров и газов, а также в условиях недостаточной видимости (туман, снегопад, сильный дождь и др.) лицо, проводящее анализ воздуха, должно иметь при себе взрывозащищенный ручной светильник.

11. Меры безопасности при выполнении работ по сверлению технологических и контрольных отверстий в нефтепроводе

19.11.1 Требования безопасности при выполнении работ по сверлению технологических и контрольных отверстий:

• работы по сверлению технологических отверстий в ремонтируемом участке МН должны выполняться с оформлением наряда-допуска;

• работы должны выполняться в соответствии со схемой расположения технологических и контрольных отверстий. Схема расположения отверстий с указанием размеров и расстояний при производстве работ должна быть указана в ППР.

19.11.2 Сверление технологических и контрольных отверстий должно осуществляться при помощи взрывобезопасного оборудования – ручной или пневматической дрели.

Применение электроинструмента (дрели, перфораторы и т.д.) для сверления технологических и контрольных отверстий – запрещается.

Данное требование должно быть внесено в ППР и указано нарядах-допусках.

19.11.3 Перед началом работы необходимо:

• проверить правильность заточки режущей кромки сверла и надежность закрепления сверла в патроне дрели;

• целостность и герметичность пневморукава;

• проверить наличие на рабочем месте средств первичного пожаротушения;

• используя керн, выполнить разметку центра отверстия.

19.11.4 При выполнении работ по сверлению технологических и контрольных отверстий расстояние от источника сжатого воздуха до места проведения работ должно быть не менее 30 м. Схема размещения оборудования и приспособлений приведена на рисунке 19.1.

1 – нефтепровод; 2 – котлован для сверления отверстий для контроля уровня нефти и давления в нефтепроводе; 3 – ремонтный котлован; 4 – источник сжатого воздуха; 5 – дизельная электростанция (ДЭС); 6 – пневмопровод

Рисунок 19.1 – Схема размещения оборудования и приспособлений при сверлении контрольных и технологических отверстий

19.11.5 При применении пневматической дрели во избежание искрообразования и нагрева поверхности нефтепровода, сверление отверстия должно проводиться с постоянным охлаждением рабочего органа (сверла).

Применение пневматических дрелей с числом оборотов более 1000 об/мин – не допускается.

19.11.6 Для защиты органов зрения при сверлении отверстий необходимо использовать защитные очки.

19.11.7 Не допускается работать с пневмодрелью в матерчатых перчатках, а также соприкосновения с ней свободно свисающих элементов одежды.

19.11.8 Применяемый пневмоинструмент и источники сжатого воздуха должны эксплуатироваться в соответствие с инструкцией по эксплуатации, утвержденной главным инженером ОСТ, разработанной на основании требований Правил безопасности при работе с пневмоинструментом и заводских инструкций по эксплуатации.

12. Средства индивидуальной защиты и предохранительные приспособления

1. Работники, занятые на выполнении работ по вырезке, врезке «катушек» должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно типовым отраслевым нормам [7].

2. Порядок выдачи и пользования средствами индивидуальной защиты определяется межотраслевыми правилами [7,8].

3. Применяемые спецодежда, спецобувь и другие СИЗ должны иметь сертификаты соответствия.

4. Работники не должны допускаться к работе без положенной по нормативам спецодежды и СИЗ, во время работы должны их правильно применять.

5. Чистка спецодежды струей сжатого воздуха, керосином, бензином, эмульсией, растворителями не допускается.

6. Члены бригады (линейные трубопроводчики, монтажники наружных нефтепроводов и др.), выполняющие огневые или газоопасные работы во взрывоопасной зоне (в котловане, траншее и др.) должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур (спецодежда с огнезащитной пропиткой), имеющей сертификат соответствия.

7. Работникам, производящим работы в лежачем положении или в положении «с колена», выдаются маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и водонепроницаемости.

8. СИЗ должны подвергаться периодическим контрольным осмотрам и испытаниям в порядке и сроки, установленные ТУ на них.

9. Для защиты органов дыхания должны применяться СИЗОД – противогазы фильтрующие и шланговые. Исправность противогаза проверяют периодически по графику, но не реже одного раза в 3 месяца. До и после применения работник должен проверить противогаз на герметичность согласно инструкции по эксплуатации. Работники должны быть обучены правилам обращения с противогазами.

10. Для защиты головы работника от механических повреждений, воды, повреждения электрическим током должны применяться каски. С целью выявления дефектов, каски подлежат ежедневному осмотру в течение всего срока эксплуатации. Каски не подлежат ремонту.

11. К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих ремонтные работы на нефтепроводах, относятся щитки защитные лицевые, очки защитные, противошумные наушники, вкладыши.

12. К СИЗ от падения с высоты работников, занятых на ремонтных работах на нефтепроводах, относятся предохранительные пояса и канаты страховочные. На каждом предохранительном поясе должна быть бирка с инвентарным номером и датой следующего испытания.

Каждый страховочный канат должен иметь маркировку, включающую:

• инвентарный номер;

• значение статического разрывного усилия;

• дату следующего испытания.

1. При работах в траншеях и котлованах должны применяться коллективные средства защиты, к которым, в соответствии с ГОСТ 12.4.011, относятся:

• средства нормализации воздушной среды – вентиляционные установки при повышении загазованности в месте проведения работ сверх допустимой санитарной нормы (300 мг/м3);

• средства нормализации освещения рабочих мест – искусственное освещение – при работах в ночное время;

• средства защиты от поражения током – защитное заземление (зануление) электроустановок, изолирующие устройства и покрытия – от поражения током при пробое изоляции на корпус и отказе защиты, знаки безопасности, устройства защитного отключения.

13. Санитарно-бытовые условия

1. При проведении работ в условиях трассы для работающих создается полевой городок, в котором должны быть созданы бытовые и санитарные условия в соответствии с действующими нормами.

2. Обязанность по созданию необходимых жилищных, бытовых и санитарных условий проживания в полевых городках возлагается на ответственного за производство работ, назначенного приказом по РНУ.

3. Полевой городок располагается за пределами опасных зон, но не ближе 100 м от места производства работ.

4. До начала основных работ к месту их производства должно быть доставлено необходимое количество жилых вагонов-домиков и передвижная энергоустановка.

5. Каждый работник, занятый ремонтными работами на нефтепроводах, обеспечивается спальным местом в жилом вагоне-домике.

6. Все вагоны-домики должны иметь электроосвещение, у входа в них оставляется дежурное освещение.

7. На территории полевого городка в специально отведенном месте, должна быть устроена уборная, дорожка к которой в ночное время должна быть освещена.

8. В ночное время территория полевого городка должна быть освещена дежурным освещением.

9. При продолжительности работ на трассе более 12 ч, в полевом городке должно быть предусмотрено помещение для обогрева и организовано трехразовое горячее питание. При продолжительности работ менее 12 ч, должно быть предусмотрено помещение для обогрева персонала из расчета 1,5 м² на человека, но не менее 12 м², трехразовое горячее питание не организовывается.

10. В полевом городке должна быть предусмотрена возможность сушки спецодежды и спецобуви.

Каждый вагон-домик должен быть обеспечен аптечкой с полным набором медикаментов в соответствии с описью.

11. В зимнее время в вагонах-домиках должна поддерживаться температура не ниже плюс 18 °С.

12. Подключение вагонов-домиков к электрической сети выполняется в соответствии с ПУЭ.

13. Электрическое отопление должно работать в автоматическом режиме. Проверка сопротивления изоляции проводки проводится при подключении вагона-домика к сети, при этом величина сопротивления изоляции должна быть не менее 0,5 МОм. Вагон-домик, корпуса щитков управления электронагревателей и водонагревателей подлежат заземлению инвентарным (к вагону-домику) заземлением. Глубина заземления должна быть не менее 1 м.

14. Все проживающие в вагонах-домиках обязаны ознакомиться с инструкцией о мерах пожарной безопасности, которая вывешивается в каждом вагоне на видном месте.

15. На территории полевого городка должно быть выделено место для курения, согласованное с пожарной охраной или с лицом, ответственным за пожарную безопасность городка, обозначенное табличкой с надписью: «Место для курения» и оборудованное емкостью с водой.

16. Каждый вагон-домик должен быть укомплектован первичными средствами пожаротушения в соответствии с инструкцией о мерах пожарной безопасности.

17. Эксплуатация электрооборудования, установленного в вагоне-домике, должна осуществляться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

18. На территории полевого городка и в вагоне-домике запрещается:

• загромождать проезды, подъезды, разрывы между вагончиками материалами, оборудованием, механизмами и т.п.;

• оставлять на открытых площадках баллоны со сжатым и сжиженным газом, ёмкости с ЛВЖ и ГЖ;

• разводить костры, применять открытый огонь;

• в вагонах-домиках загромождать основные и запасные эвакуационные выходы, хранить в помещениях взрывчатые вещества, ЛВЖ и ГЖ;

• применять самодельные нагревательные приборы;

• пользоваться электропроводкой с поврежденной изоляцией;

• применять самодельные плавкие вставки;

• оставлять без присмотра включенные в сеть электроприборы;

• эксплуатировать электроводонагреватели со снятым защитным колпаком;

• осматривать и ремонтировать бытовые электроприборы под напряжением;

• применять для освещения свечи и другие источники огня;

• включать в сеть бытовые электроприемники без штепсельного соединения заводского изготовления;

• сушить спецодежду и другие СИЗ на поверхности нагревательных приборов;

• перегружать электросеть свыше установленной мощности (более 10 кВт).

19. На территории полевого городка должна быть обустроена площадка для временного хранения бытового мусора с последующим вывозом на ближайшую станцию для утилизации на свалку. Площадка должна быть оборудована контейнерами временного хранения с плотными крышками, с надписью «Контейнер для ТБО».

14. Пожарная безопасность

1. Работы по вырезке, врезке «катушек» должны выполняться с соблюдением требований Федерального закона ФЗ-123 [10], РД-13.220.00-КТН-575-06, ППБ 01-03.

2. Все работники, занятые на ремонтных работах на линейной части магистральных нефтепроводов, должны пройти противопожарный инструктаж и сдать зачет по пожарно-техническому минимуму, знать и выполнять инструкции по пожарной безопасности на рабочем месте, уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения.

3. Непосредственные исполнители огневых работ (электросварщик, газосварщик, газорезчик) должны иметь квалификационное удостоверение на право выполнения этих работ, удостоверение о проверке знаний по охране труда с талоном по пожарной безопасности и удостоверение о проверке знаний норм и правил работы в электроустановках и группу по электробезопасности для электросварщиков не ниже II, согласно ПОТ Р М-016-2001(РД 153-34.0-03.150-00).

4. Проведение огневых работ при замене дефектных участков на объектах магистральных нефтепроводов осуществляется, согласно предварительно составленных и утвержденных ППР, по нарядам-допускам, оформленным в соответствии с ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

В ППР должны быть отражены противопожарные мероприятия, подлежащие выполнению при размещении и планировке временных жилых городков, стоянок автотранспортной техники, складской зоны, площадки приготовления мастик и грунтовок, разогреву битума, полосы трассы в зоне движения машин и механизмов, обеспечивающих проезд к водоемам, предназначенным для использования при пожаротушении, мероприятия, исключающие возможность разлива нефти при аварии в сторону временных жилых городков, жилых и общественных зданий, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, рек и водоемов, расположенных по рельефу местности ниже нефтепровода. В ППР должны быть отражены действия персонала при возникновении пожара.

5. На месте производства работ устанавливается противопожарный режим, определяются места размещения и допустимое количество горючих материалов, порядок проведения огневых работ. Место для курения разрешается устраивать на расстоянии не ближе 100 м от места производства работ, оборудованном согласно правилам и нормам.

6. Место производства работ в радиусе 20 м от вскрытого котлована должно быть обозначено предупредительными знаками, ограждено сигнальной лентой и в ночное время освещаться световыми сигналами, а при необходимости должны быть выставлены посты с целью исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне. Недопустима замазученность территории производства работ нефтью и нефтепродуктами, наличие на территории сгораемых материалов и т.п.

Запрещается работа в одежде и обуви, пропитанных нефтью или ЛВЖ.

7. Земляной амбар для нефти устраивается на расстоянии не менее 100 м от ремонтного котлована. По периметру земляных амбаров (резинотканевых резервуаров) на расстоянии 20 м следует устраивать ограждения из протянутой на высоте 1 м от земли сигнальной синтетической ленты с вывешиванием информационных знаков «Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен».

8. Автомобили, спецтехника, оборудование и механизмы, а также технические средства, не используемые при работе, следует располагать по отношению к земляным амбарам и ремонтному котловану с наветренной стороны на расстоянии не ближе 100 м. Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть оборудованы искрогасителями заводского изготовления.

9. Освещение рабочих площадок должно производиться светильниками и прожекторами во взрывозащищенном исполнении, для местного освещения необходимо применять светильники во взрывозащищенном исполнении, напряжением не более 12 В.

10. Корпуса передвижных электростанций необходимо заземлить. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 25 Ом.

11. Технические характеристики работающего оборудования, используемого при ремонтных работах на нефтепроводах, должны обеспечивать взрыво-пожаробезопасность технологических процессов.

12. При проведении работ по вырезке, врезке «катушек» должно быть обеспечено круглосуточное дежурство пожарных расчетов.

Пожарный автомобиль должен быть заполнен водой и пенообразователем, укомплектован пожарно-техническим вооружением в соответствии с нормами.

13. На месте проведения огневых работ должны быть следующие первичные средства пожаротушения:

• кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2х2 – две штуки;

• огнетушители порошковые ОП-10, или углекислотные ОУ-10 – 10 штук или один огнетушитель ОП-100 или две штуки. ОП-50;

• лопаты, топоры, ломы.

Все перечисленные средства должны быть окрашены в соответствии с требованиями НПБ 160-97.

Самоходная техника, сварочные агрегаты, компрессоры, задействованные в производстве подготовительных и огневых работ, должны быть обеспечены не менее чем двумя огнетушителями ОУ 5-10, ОП 5-10 (каждая единица техники).

14. Перед началом основных работ в ремонтном котловане пожарная автоцистерна устанавливается не ближе 30 м от места производства работ, развертываются пожарные рукава, производится опробование качества вырабатываемой пены. Не далее 3 м от края траншеи (котлована) выставляется пожарный пост.

Водитель пожарной автоцистерны должен постоянно находиться у пульта управления пожарным насосом и действовать по команде ответственного за проведение работ.

Все средства пожаротушения должны находиться в готовности (исправном состоянии) на всем протяжении работ. При отрицательной температуре воздуха, вода и пенообразователь в цистерне должны подогреваться для предотвращения их замерзания.

15. Герметизирующие устройства в нефтепроводе должны обеспечивать надежную герметизацию ремонтируемого участка. При устройстве глиняных тампонов приспособление для трамбовки глины следует применять из материала, не дающего искр при ударах о трубу. После герметизации нефтепровода на ремонтируемом участке ремонтный котлован и поверхность нефтепровода должны быть очищены от остатков нефти и горючих материалов.

16. Перед началом огневых работ для определения возможности ведения работ необходимо замерить концентрацию паров нефти в воздухе рабочей зоны и полости ремонтируемого участка нефтепровода (врезаемой катушки). В случае превышения концентрации паров нефти в котловане значений 300 мг/м³ и (или) полости ремонтируемого участка нефтепровода (врезаемой катушки) 2100 мг/м³, огневые работы должны быть немедленно прекращены.

Работы могут быть возобновлены только после выявления или устранения причин загазованности и восстановления нормальной воздушной среды.

Ответственный за пожарную безопасность объекта обязан обеспечить проверку места проведения огневых работ или других пожароопасных работ в течение 3 часов после их окончания.

17. Руководители подрядных организаций, несут ответственность за соблюдение подчинённым персоналом действующих на объекте правил и требований пожарной безопасности и за возникновение пожаров, произошедших по их вине.

18. Комплектация мест производства работ пожарной техникой и (или) первичными средствами пожаротушения в зависимости от вида и объёмов работ должна проводиться исполнителем работ.

19. Перед выездом на линейную часть для обеспечения пожарной безопасности проводимых работ необходимо:

- выполнить подготовку автоцистерн и мотопомп по месту дислокации техники с опробованием насоса и подачей пены. После опробования пополнить цистерны и емкости водой и пенообразователем;

- из числа рабочих ЦРС, ЛЭС определить численный состав ДПД.

15. Экологическая безопасность

1. При выполнении СМР необходимо, соблюдать требования природоохранного законодательства. Экологический мониторинг должен проводится в соответствии с требованиями ОР-13.020.00-КТН-028-07, регламентирующими порядок организации эколого-аналитического контроля за состоянием окружающей среды на промышленных объектах ОАО «АК «Транснефть».

2. В ППР должны быть указаны мероприятия по охране окружающей природной среды, разработанные для конкретных условий. При этом необходимо также учитывать, что вредное воздействие на окружающую среду растет с увеличением срока ремонта и возрастанием объемов работ.

3. При вырезке, врезке «катушки» на территории, примыкающей к береговой линии рек, ручьёв, каналов, озёр, водохранилищ, необходимо соблюдать специальные ограничения хозяйственной деятельности в пределах водоохраной зоны, установленной для данного водного объекта в соответствии с требованиями действующего законодательства.

4. При производстве работ обеспечить раздельное хранение отходов производства и потребления. Места размещения отходов должны соответствовать СанПиН 2.1.7.1322-03, РД-07.00-74.20.55-КТН-001-1-05.

5. В процессе выполнения земляных работ для сохранения плодородного слоя грунта должны выполняться требования настоящего документа.

6. Сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состояние, пригодное для использования по назначению.

7. По окончании ремонтных работ должна быть проведена рекультивация нарушенных земель согласно РД 39-00147105-006-97 с оформлением акта о рекультивации.

На момент защиты плановых остановок с использованием амбаров и открытых резинотканевых резервуаров для временного хранения нефти необходимо иметь оформленные разовые разрешения на выбросы вредных веществ в атмосферу, лимиты на размещение отходов, заключенные договора со спецпредприятиями на утилизацию отходов, оформленную документацию по землеотводу.

Приложение a (справочное) Схема раскрываемого участка нефтепровода при выполнении технологических работ

Длина откапываемого участка определяется из формулы:

, (А.1)

где  длина откапываемого нефтепровода, м;

 минимальный радиус упругого изгиба, м;

 величина несоосности, м.

Рисунок А.1  Длина откапываемого участка в зависимости от величины несоосности стыкуемых концов нефтепровода при выполнении технологического захлёста

Таблица А.1 – Длина откапываемого (или незасыпанного) участка нефтепровода в зависимости от диаметра нефтепровода, минимально допустимого радиуса упругого изгиба и величины несоосности стыкуемых концов нефтепровода при выполнении технологического захлёста

Таблица А.2 – Значения длины вскрываемого участка нефтепровода в зависимости от величины необходимого смещения концов захлёста и расстановки трубоукладчиков

Рисунок А.2  Схема раскрываемого участка и расстановки трубоукладчиков

Приложение Б (обязательное) Формы паспортов вантузов для врезки в магистральный нефтепровод

Б.1 Форма паспорта вантуза для врезки в магистральный нефтепровод, устанавливаемый с использованием муфтового тройника

Наименование ОСТ

Наименование предприятия, изготовителя (ЦБПО, БПО, ЦРС)

ПАСПОРТ

ВАНТУЗА ДЛЯ ВРЕЗКИ

В МАГИСТРАЛЬНЫЙ НЕФТЕПРОВОД,

УСТАНАВЛИВАЕМЫЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

МУФТОВОГО ТРОЙНИКА

________________________________ Маркировка изделия

г.

1. НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ

Вантуз для врезки в магистральный нефтепровод предназначен для присоединения к действующему нефтепроводу оборудования для откачки (или закачки) нефти, впуска в нефтепровод воздуха или выпуска газовоздушной смеси из нефтепровода.

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

2.1 Условный диаметр, мм _______________

2.2 Класс прочности основной трубы _______________

2.3 Рабочее давление, МПа _______________

2.4 Температура перекачиваемой жидкости, °С ______________

2.5 Габаритные размеры, мм

длина _______________

ширина _______________

высота _______________

2.6 Класс прочности муфтового тройника _______________

3. УСТРОЙСТВО ВАНТУЗА

Вантуз представляет собой конструкцию, состоящую из муфтового тройника (1), задвижки (2), заглушки (3), ответных фланцев (4). Детали муфтового тройника изготавливают в заводских условиях. Вантуз с задвижкой, заглушкой и муфтовым тройником монтируют на нефтепровод в условиях трассы.

4. СПЕЦИФИКАЦИЯ ИЗДЕЛИЙ УЗЛОВ ВАНТУЗА

Схема (рисунок вантуза)	№ изде-лия	Наименование изделия, узла	Марка стали, серия	Заводской номер, данные паспорта, сертификат, ТУ, ГОСТ
1 2 3 4 4	1	муфтовый тройник
	2	задвижка
	3	эллиптическая заглушка (днище)
	4	фланцы

5. СВИДЕТЕЛЬСТВО О ПРИЕМКЕ

Комплект изделий узлов вантуза ______________________________________

^{(маркировка изделия)}

соответствует требованиям ТУ (завода поставщика, из числа включенных в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть»)

6. ПРАВИЛА ХРАНЕНИЯ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ

Хранение устройства на ровной площадке при температуре от минус 50 С до плюс 45 С на подкладках, исключающих контакт с грунтовыми водами.

Транспортирование устройства производится любым видом транспорта, подходящим по габариту и грузоподъемности.

7. СВЕДЕНИЯ ОБ УСТАНОВКЕ ВАНТУЗА

Дата монтажа вантуза _________________________________________________

число, месяц, год

Место установки _____________________________________________________

название нефтепровода, участок установки, км, № трубной секции

8. ПРИЛОЖЕНИЯ

1. Паспорт задвижки.

2. Паспорт эллиптической заглушки.

3. Паспорт предприятия-изготовителя на муфтовый тройник для врезки в магистральный нефтепровод.

4. Сертификат на фланцы.

5. Копия сертификатов на электроды.

6. Заключения контроля сварных соединений физическими методами.

7. Список сварщиков, выполнявших работы при прямой врезке.

8. Копии удостоверений сварщиков.

9. Допускные листы сварщиков.

10. Акт гидравлического испытания задвижки и заглушки.

11. Акт на сварку стыков при выполнении прямой врезки.

Начальник НПС ___________________________________________________________

Название НПС, ФИО, подпись

Представитель подрядчика _______________________________________________

должность, ФИО, подпись, штамп

Представитель технического надзора ______________________________________

должность, ФИО, подпись, штамп

Б.2 Форма паспорта вантуза для врезки в магистральный нефтепровод, устанавливаемый для откачки нефти на вырезаемой (удаляемой) «катушке»

Наименование ОСТ

Наименование предприятия, изготовителя (ЦБПО, БПО, ЦРС)

ПАСПОРТ

ВАНТУЗА ДЛЯ ВРЕЗКИ

В МАГИСТРАЛЬНЫЙ НЕФТЕПРОВОД,

УСТАНАВЛИВАЕМЫЙ ДЛЯ ОТКАЧКИ НЕФТИ

НА ВЫРЕЗАЕМОЙ (УДАЛЯЕМОЙ) «КАТУШКЕ»

_____________________________ Маркировка изделия

г.

1. НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ

Вантуз для врезки в магистральный нефтепровод на вырезаемой (удаляемой) «катушке» предназначен для присоединения к действующему нефтепроводу оборудования для откачки нефти из нефтепровода.

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

2.1 Условный диаметр, мм

2.2 Класс прочности основной трубы ___________

2.3 Рабочее давление, МПа

2.4 Температура перекачиваемой жидкости,С

2.5 Габаритные размеры, мм

длина

ширина

высота

2.6 Масса, кг

3. УСТРОЙСТВО ВАНТУЗА

Вантуз представляет собой разборную конструкцию, состоящую из патрубка (1), задвижки (2), заглушки (3), ответных фланцев (4), усиливающей накладки (5). Вантуз изготавливают в условиях ЦБПО (БПО, ЦРС) и монтируют на нефтепровод в условиях трассы.

4. СПЕЦИФИКАЦИЯ ИЗДЕЛИЙ УЗЛОВ ВАНТУЗА

5. Свидетельство о приемке

Вантуз ___________________________________________________________

наименование изделия

^{____________________________________________________________________________________________________}

маркировка изделия

соответствует техническим условиям _________________________________

номер технических условий

и признан годным для эксплуатации

М.П. Дата выпуска___________________________

^{число, месяц, год}

Начальник механического цеха ___________________________

^{Фамилия И.О. (подпись)}

Начальник ЦБПО (БПО, ЦРС) ___________________________

^{Фамилия И.О. (подпись)}

6. Правила хранения и транспортирования

Хранение устройства на ровной площадке при температуре от минус 50 С до плюс 45 С на подкладках, исключающих контакт с грунтовыми водами.

Транспортирование устройства производится любым видом транспорта, подходящим по габариту и грузоподъемности.

7. Сведения об установке вантуза

Дата монтажа вантуза _________________________________________________

число, месяц, год

Место установки _____________________________________________________

название нефтепровода, участок установки, км, № трубной секции

8. Приложения

1. Паспорт задвижки.

2. Паспорт эллиптической заглушки.

3. Копия сертификата на трубу для изготовления патрубка.

4. Копия сертификата на трубу для изготовления усиливающей накладки.

5. Сертификат на фланцы.

6. Копия сертификатов на электроды.

7. Заключение контроля сварных соединений физическими методами.

8. Список сварщиков.

9. Копии удостоверений сварщиков.

10. Допускные листы сварщиков.

11. Акт гидравлического испытания вантуза.

12. Акт о приемке изделия.

Начальник НПС ___________________________________________________________

Название НПС, ФИО, подпись

Представитель подрядчика _______________________________________________

должность, ФИО, подпись, штамп

Представитель технического надзора ______________________________________

должность, ФИО, подпись, штамп

Б.3 Форма акта гидравлического испытания на прочность, герметичность и проверки на герметичность затвора запорной арматуры

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер РНУ

______________Ф. И. О

«___»_________20___ г.

АКТ № _____

от «_____» _____________ 20__ г.

гидравлического испытания на прочность, герметичность и проверки на герметичность

затвора запорной арматуры DN______ РN_______

Составлен комиссией, назначенной приказом ___________________________________

(наименование организации)

от «____» ___________ 20__ г. в составе:

Председатель комиссии ______________________________________________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

Члены комиссии: _____________________________________________________________________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

_____________________________________________________________________________

в том, что «_____»____________ 20__ г. проведено гидравлическое испытание запорной арматуры DN________ РN_________на ___________________________________

(наименование ЦБПО (БПО, ЦРС))

в соответствии с требованиями нормативного документа __________________________

утвержденного «_____»_________ 20__ г.

Испытание на прочность выполнено при давлении в ____________________МПа (кгс/см²).

Время выдержки под испытательным давлением составило ______________ ч

Испытание на герметичность выполнено при давлении в ________________МПа (кгс/см²).

Время выдержки под испытательным давлением составило ______________ ч

Проведена проверка затвора запорной арматуры на герметичность

давлением ______МПа (кгс/см²).

Время выдержки под испытательным давлением составило _____________ ч

В течение испытания давление измерялось техническими манометрами №№ _____ опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов_________ со шкалой давления ________________,проверенными госповерителем _________________________

(дата)

Заключение комиссии:_______________________________________________________

(указать результат испытания)

Председатель комиссии ___________________ _____________ ______________

(фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

Члены комиссии: ___________________ _____________ ______________

(фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

Приложение в (рекомендуемое) Перечень приемо-сдаточной документации

Приложение г (обязательное) Формы журналов регистрации объемов откаченной нефти и работы насосных установок

Форма № 1

Журнал регистрации объемов откаченной нефти

Форма № 2

Журнал учета работы насосных установок

Машинист насосных установок ___________________ _______________________

(подпись) (фамилия, инициалы)

Ответственный

за проведение работ ___________________ _______________________

(подпись) (фамилия, инициалы)

Приложение д (справочное) Технические характеристики приспособления для откачки с нижней образующей нефтепровода

Технические характеристики приспособления для откачки с нижней образующей нефтепровода приведены в таблице Д.1.

Таблица Д.1

Приложение е (справочное) Технические характеристики герметизаторов «Кайман»

Герметизаторы «Кайман» предназначены для временного перекрытия внутренней полости нефтепровода, опорожненного от нефти, с целью предотвращения выхода горючих газов, нефти и её паров при плановых и внеплановых (в т.ч. аварийно-восстановительных) работ, выполняемых методом замены «катушки» на ЛЧ МН (рисунок Д.1). Установка герметизаторов осуществляется через открытые концы трубы после вырезки «катушки».

1  Корпус; 2 – герметизирующая оболочка; 3 – элемент центрирующий

Рисунок Е.1 – Перекрывающее устройство «Кайман»

При оформлении заказа на приобретение герметизатора необходимо указывать требуемую модификацию устройства в соответствии с диаметром нефтепровода, для которого он предназначен.

Таблица Е.1  Основные технические характеристики герметизаторов типа «Кайман»

Приложение ж (справочное) Технические характеристики герметизаторов резинокордных для временного перекрытия внутренней полости магистральных нефтепроводов от dn 100 до dn 1200 мм

Ж.1 Герметизаторы ГРК предназначены для временного перекрытия внутренней полости нефтепровода, опорожняемого от нефти, с целью предотвращения выхода горючих газов, нефти и ее паров при плановых, внеплановых (в т.ч. аварийно-восстановительных) работ, выполняемых методом «замены катушки» на ЛЧ МН.

Ж.2 Герметизаторы с комплектом вспомогательного оборудования обеспечивают безопасность проведения работ:

- при установке герметизаторов во внутреннюю полость нефтепровода через открытые концы трубы после вырезки дефектного участка нефтепровода («катушки», задвижки или соединительной детали) или после их демонтажа при наличии фланцевых соединений;

- на протяжении цикла герметизации внутренней полости нефтепровода, когда резинокордная оболочка герметизатора находится под действием избыточного внутреннего давления сжатого воздуха и внешнего статического давления в случае появления нефти, взрывоопасных газов или вакуума в отсеченном участке нефтепровода;

- при контроле величины давления сжатого воздуха внутри резинокордной оболочки и давления (вакуума) в отсеченном участке нефтепровода;

- при разгерметизации внутренней полости нефтепровода во время сброса избыточного давления и переходе резинокордной оболочки в исходное состояние;

- в процессе извлечения герметизатора через открытый торец трубы в случае обнаружения негерметичности его составных частей или перед монтажом задвижки (соединительной детали) с фланцевым соединением;

- при углах наклона нефтепровода до 90 включительно.

Ж.3 Конструкция резинокордной оболочки герметизаторов ГРК-100/150/200/250/300/350/400/500/700/800/1000/1200 показана на рисунке Е.1.

Технические характеристики герметизаторов приведены в таблице Е.1.

Рисунок Ж.1  Конструкция резинокордной оболочки герметизаторов ГРК-100/150/200/250/300/350/400/500/700/800/1000/1200

Таблица Ж.1

Приложение и (обязательное) Форма паспорта на трубы для изготовления «катушек»

И.1 Форма паспорта трубы для изготовления «катушек»

Наименование ОСТ _________________________________

Место хранения________________________________________

ПАСПОРТ

ТРУБА ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ «КАТУШЕК»

К (КВ)/____._____._____/________х_____

1. Назначение

Труба для изготовления «катушек» предназначена для замены непротяженных (до 11 м) дефектных участков нефтепровода.

2. Техническая характеристика

1. Наружный диаметр, мм __________

2. Толщина стенки, мм __________

3. Длина, мм __________

4. Заводской № __________

5. Давление испытания, МПа __________

6. Дата испытания «____» __________ 20__ г.

3. Хранение и транспортировка

Хранить на ровной площадке на подкладках, исключающих контакт с грунтом, с боковыми упорами против раскатывания. Трубы огрунтовать, торцы закрыть деревянными заглушками.

Изолированные трубы должны укладываться резинотканевые прокладки (резиновый жгут, резиновая или резинотканевая лента) шириной не менее 100 мм и толщиной не менее 10 мм. Трубы должны быть защищены от атмосферных осадков и прямого воздействия ультрафиолетового излучения.

Погрузо-разгрузочные работы, транспортирование труб должны производиться в условиях, предотвращающих механические повреждения труб и покрытий.

Прямое использование стальных канатов, строп, способных привести к разрушению изоляционного покрытия и повреждению торцов труб запрещено.

4. Приложения

1. Копия сертификата на трубу.

2. Акт гидравлического испытания.

3. Заключения УЗК заводского шва и толщинометрии.

Начальник НПС

^{Фамилия И.О. (подпись)}

Начальник ЛЭС (ЦРС)

^{Фамилия И.О. (подпись)}

И.2 Форма акта гидравлического испытания на трубы для изготовления «катушек»

АКТ № _____

от «_____» _____________ 20__ г.

гидравлического испытания на прочность и герметичность

трубы для изготовления «катушек»

Составлен комиссией, назначенной приказом _____________________________________________________________________________

(наименование организации)

от «____» ___________ 20__ г. в составе:

Председатель комиссии ______________________________________________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

Члены комиссии: _____________________________________________________________________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

в том, что «_____»____________ 20__ г. проведено гидравлическое испытание трубы для изготовления «катушек» на ____________________________________________

(наименование ЦБПО (БПО, ЦРС))

в соответствии с требованиями нормативного документа ______________________

утвержденного «_____» _________ 20__ г.

Испытание на прочность выполнено при давлении в ______________МПа (кгс/см²).

Время выдержки под испытательным давлением составило ____________ ч.

Испытание на герметичность выполнено при давлении в __________МПа (кгс/см²).

Время выдержки под испытательным давлением составило ___________ ч.

В течение испытания давление измерялось техническими манометрами № _______ опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов_________ со шкалой давления ________________, проверенными госповерителем _________________________

(дата)

Заключение комиссии:_______________________________________________________

(указать результат испытания)

Председатель комиссии ___________________ _____________ ______________

(фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

Члены комиссии: ___________________ _____________ ______________

(фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

___________________ _____________ ______________

(фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

Приложение к (справочное) Форма разрешения на сварку стыков

РАЗРЕШЕНИЕ НА СВАРКУ СТЫКОВ

(выдается на одну «катушку», соединительную деталь и т.п.)

км_______ МН__________________________ «___»____________20___г.

Мной, ответственным за проведение сварочных работ _______________________________

_____________________________________________________________________________

должность, фамилия, инициалы

произведен осмотр подготовленных для сварки стыков ______________________________

_____________________________________________________________________________

катушки DхSхL, задвижки DN, PN, тройникаDxS+DxS и т.д.

и проверка соответствия нормам следующих параметров:

Качество сборки стыков соответствует (не соответствует) нормативным требованиям.

Разрешается (не разрешается) сварка собранных стыков.

Представитель службы технического надзора ___________ _________________

(подпись) (фамилия, инициалы)

Ответственный за проведение сварочных работ ___________ __________________

(подпись) (фамилия, инициалы)

Приложение л (обязательное) Перечень разрешительной и нормативной документации, находящейся на месте проведения ремонтных работ

Л.1 Нормативная документация:

- ОР-15.00-45.21.30-КТН-003-1-01 Регламент организации производства ремонтных и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов;

- РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов;

- РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов;

- РД-13.220.00-КТН-575-06 Правила пожарной безопасности на объектах МН ОАО «АК «Транснефть» и дочерних акционерных обществ;

- РД 153-39.4-114-01 Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах, с изменениями №1.

- ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03 Регламент организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение;

- ОР-23.040.00-КТН-223-10 Порядок организации и планирования работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и технологических нефтепроводов нефтеперекачивающих станций;

- ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ (Часть I,II);

- РД-25.160.00-КТН-011-10 Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов;

- РД-75.180.00-КТН-150-10 Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов.

Л.2 Разрешительная и оперативная документация:

- комплект разрешительной документации в соответствии с перечнем приведенным в приложении В настоящего документа;

- ППР с листом ознакомления;

- заявка ОСТ на остановку нефтепровода, НПС и разрешение ОАО «АК «Транснефть» на остановку нефтепровода, НПС;

- приказ о назначении ответственных лиц за обеспечение сохранности нефтепровода, при передвижении техники в охранной зоне нефтепровода;

- приказ о назначении ответственных за безопасное производство работ в соответствии с утвержденным ППР, представление в ОАО «АК «Транснефть» достоверной информации о ходе производства работ, за обеспечение на месте производства работ всей необходимой документации;

- инструкции по охране труда по профессиям и видам работ;

- инструкции по пожарной безопасности;

- журнал проверок состояния условий труда;

- удостоверения о проверке знаний (у каждого работника);

- наряды-допуски на газоопасные, огневые и другие работы повышенной опасности;

- журнал осмотра газорезательного оборудования;

- журнал учета и осмотров съемных грузозахватных приспособлений;

- паспорта на грузозахватные приспособления;

- вахтенный журнал грузоподъемного механизма;

- акты и протоколы испытаний машин, механизмов, защитных средств и электроинструмента;

- выписка из оперативной части плана ликвидации возможных аварий;

- паспорта-формуляры на применяемое оборудование;

- технологические карты на все виды выполняемых работ;

- акты-предписания и акты проверок.

Исполнительная документация должна своевременно оформляться в соответствии с перечнем приведенным в приложении В настоящего документа.

Приложение м (обязательное) Форма таблицы замеров давления воздуха (инертного газа) в герметизаторе «Кайман» (грк) Приложение к наряду-допуску

№_____________ от ___________

Таблица замеров давления воздуха (инертного газа) в герметизаторе «Кайман» (ГРК)

Пример заполнения таблицы:

Приложение к наряду-допуску

№_____________ от ___________

Таблица замеров давления воздуха (инертного газа) в герметизаторе «Кайман» (ГРК)

Приложение н (обязательное) Форма таблицы замеров уровня нефти и избыточного давления/вакуума в полости нефтепровода Приложение к наряду-допуску

№_____________ от ___________

Таблица замеров уровня нефти и избыточного давления/вакуума в полости нефтепровода

Примечание:

1) Герметизатор №1 – герметизатор, установленный по ходу движения нефти до ремонтируемого участка;

2) Герметизатор №2 – герметизатор, установленный по ходу движения нефти после ремонтируемого участка.

Пример заполнения таблицы:

Приложение к наряду-допуску

№_____________ от ___________

Таблица замеров уровня нефти и избыточного давления/вакуума в полости нефтепровода

Примечание:

1) Герметизатор №1 – герметизатор, установленный по ходу движения нефти до ремонтируемого участка;

2) Герметизатор №2 – герметизатор, установленный по ходу движения нефти после ремонтируемого участка.

Библиография

[1]  Правила охраны линий и сооружений связи Российской Федерации (утверждены Правительством Российской Федерации от 09.06.1995 № 578)

[2]  ИСО 8501-1:2007 Подготовка стальной поверхности перед нанесением красок и относящихся к ним продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 1. Степень ржавости и степени подготовки непокрытой стальной поверхности и стальной поверхности после полного удаления прежних покрытий

[3]  ИСО 8503-4:1988 Обработка стальной основы перед нанесением краски и аналогичных продуктов. Шероховатость поверхности стальных основ после пескоструйной очистки. Часть 4. Способ калибровки блоков сравнения профиля поверхности, соответствующего ISO. Определения профиля поверхности. Использование прибора с мерительным шрифтом

[4]  Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ (утверждена Госгортехнадзором СССР 20.02.1985)

[5]  СО 153-34.03.603-2003 Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках

[6] ИБТВ 1-087-81 Отраслевая инструкция по контролю газовоздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности

[7]  Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам промышленности строительных материалов, стекольной и фарфорово-фаянсовой промышленности (утверждены Минтруда Российской Федерации 25.12.1997 №66).

[8]  Межотраслевые правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты (утверждены Минздравсоцразвития Российской Федерации 01.06.2009 № 290н)

[9] Постановление Правительства Российской Федерации «Об организации лицензирования отдельных видов деятельности» от 26.01.2006 №45

[10] Федеральный закон «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 ФЗ-123

[11] Распоряжение ОАО «АК «Транснефть» от 16.07.2001 № 13