ПРАВИЛА
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
РД 39-00147105-015-98
МИНИСТЕРСТВО
ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ИНСТИТУТ
ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
СОГЛАСОВАНО
с
Госгортехнадзором России, письмо № 10-03/297 от 5 июня 1998 г.
УТВЕРЖДЕН
Акционерной
компанией «Транснефть» 29 июня 1998 г.
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
ПРАВИЛА
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
РД
39-00147105-015-98
УФА -
1998
Руководящий документ «Правила
капитального ремонта магистральных нефтепроводов» устанавливает основные
требования к технологическому процессу и организации механизированного ремонта
линейной части магистральных нефтепроводов диаметром 219...1220 мм с заменой
труб, заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления
стенки трубы в нормальных условиях, а также выборочному ремонту нефтепроводов.
Руководящий документ предназначен
для специалистов АК «Транснефть», АО МН, РУМН, РСУ, занимающихся
проектированием и проведением ремонта магистральных нефтепроводов.
При разработке данного документа
использованы требования и положения действующих нормативных документов,
относящихся к ремонту и эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Разработчики от ИПТЭР: Гумеров
А.Г., Гумеров Р.С., Азметов Х.А., Хамматов Р.Г., Галеев М.Н., Ермилина Г.К.,
Загретдинова Н.М. (гл. 9, 10, прил. Б), Никляева Г.А. (гл. 5, 11, 12, прил. А),
Гаскаров Н.Х. (гл. 6), Гумеров К.М. (гл. 6), Собачкин А.С. (гл. 8).
В разработке принимали участие:
Кумылганов А.С., Ибрагимов М.Ш. (АК «Транснефть»). Ильин Е.Г. (ОАО
Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева), Ведехин А.С.
(ОАО Верхневолжские магистральные нефтепроводы), Сайфутдинов М.И. (ОАО магистральные
нефтепроводы «Дружба»).
1.1 Настоящий документ
устанавливает основные требования к капитальному ремонту линейной части
магистральных нефтепроводов диаметром 219...1220 мм.
1.2 Правила не распространяются
на трубопроводы:
проложенные через водные
преграды, автомобильные и железные дороги, в тоннелях, на морских эстакадах;
из нестальных труб;
предназначенные для перекачки
нефти с подогревом.
1.3 Капитальный ремонт
магистрального нефтепровода - это комплекс технических мероприятий, направленных
на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого
нефтепровода до проектных характеристик с учетом требований действующих
нормативных документов. Капитальный ремонт нефтепроводов, как правило, должен
производиться после устранения выявленных в результате диагностики опасных
дефектов. Потенциально опасные дефекты устраняются в процессе капитального
ремонта.
1.4 Капитальный ремонт
нефтепровода по характеру и технологии проведения работ подразделяют на
следующие виды:
с заменой труб;
с заменой изоляционного покрытия;
выборочный ремонт.
1.5 Капитальный ремонт с заменой
труб заключается в полной замене дефектного участка трубопровода новым.
1.6 Капитальный ремонт с заменой
изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с
восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки трубопровода.
1.7 Выборочный ремонт - это
ремонт участков трубопроводов с опасными и потенциально-опасными дефектами
стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами
(ВИС), а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и
подземными коммуникациями и участков, примыкающих к узлам линейной арматуры).
2.1.1 Ремонт с заменой труб
производится следующими способами:
путем укладки в совмещенную
траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с
последующим демонтажом последнего;
путем укладки в отдельную
траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций*, вновь
прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом
заменяемого;
путем демонтажа заменяемого
трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное
положение.
* -
технический коридор коммуникаций - это земельный участок, в пределах которого
проходит система параллельно проложенных трубопроводов и коммуникаций,
ограниченный с обеих сторон охранными зонами.
2.1.2 Ремонт с заменой
изоляционного покрытия производится следующими способами:
с подъемом трубопровода в
траншее;
с подъемом и укладкой
трубопровода на лежки в траншее;
без подъема с сохранением
положения трубопровода.
2.1.3 Выборочный ремонт включает:
ремонт участков, прилегающих к
узлам линейной арматуры;
ремонт участков длиной до 20Ду,
где Ду - условный диаметр трубопровода, м;
ремонт протяженных участков
методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор;
ремонт участков с заменой
«катушки», трубы, узлов линейной арматуры.
2.2.1 Технологические операции
при ремонте с заменой труб путем укладки в совмещенную траншею вновь
прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом
последнего выполняются в два этапа.
На первом этапе работы выполняются
в следующей последовательности:
уточнение положения трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал;
разработка совмещенной траншеи;
планировка отвала грунта со
стороны движения ремонтно-строительной колонны (РСК);
сварка одиночных труб в секции на
трубосварочной базе;
вывоз секций труб на трассу и
раскладка их на бровке траншеи;
сварка секций труб в нитку
(допускается сварка одиночных труб в нитку на бровке траншеи);
2.2.2 При капитальном ремонте с
заменой труб путем укладки вновь прокладываемого трубопровода в отдельную
траншею в пределах существующего технического коридора коммуникаций
технологические операции выполняются в два этапа.
На первом этапе работы
выполняются в следующей последовательности:
закрепление трассы вновь прокладываемого
трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения
РСК;
сварка одиночных труб в секции на
трубосварочной базе;
вывоз секций труб на трассу и
раскладка их вдоль будущей траншеи;
сварка секций труб в нитку
(допускается сварка одиночных труб в нитку на бровке траншеи);
разработка траншеи;
очистка, нанесение и контроль
качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
присыпка трубопровода и засыпка
траншеи минеральным грунтом;
очистка внутренней полости
трубопровода;
испытание на прочность и
герметичность;
подключение электрохимзащиты;
отключение заменяемого и
подключение (врезка) нового участка к действующему нефтепроводу;
2.2.3 При капитальном ремонте с
заменой труб путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки нового в
прежнее проектное положение технологические операции выполняются в два этапа.
На первом этапе работы
выполняются в следующей последовательности:
уточнение положения заменяемого
трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал;
вскрытие трубопровода до нижней
образующей;
отключение трубопровода;
опорожнение, промывка заменяемого
трубопровода;
подъем, очистка от старого
изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;
резка трубопровода на части;
транспортировка труб к месту
складирования.
Одновременно с демонтажом
заменяемого трубопровода производится сварка новых одиночных труб в секции на
трубосварочной базе.
На втором этапе работы
выполняются в следующей последовательности:
доработка или разработка траншеи;
вывоз секций на трассу и
раскладка их на бровке траншеи;
сварка секций труб в нитку;
очистка, нанесение изоляционного
покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
присыпка трубопровода и засыпка
траншеи минеральным грунтом;
очистка внутренней полости
трубопровода;
испытание на прочность и
герметичность;
подключение электрохимзащиты;
подключение (врезка) нового
участка к действующему нефтепроводу;
2.3.1 Способ ремонта с подъемом
трубопровода в траншее рекомендуется для трубопроводов диаметром 219...720 мм.
Технологические операции выполняются в следующей последовательности:
уточнение положения трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения РСК;
разработка траншеи до нижней
образующей трубопровода;
предварительный осмотр
технического состояния трубопровода, определение мест расположения дефектов,
обнаруженных ВИС и другими методами, и ремонт их при необходимости;
подъем трубопровода;
очистка трубопровода от старого
изоляционного покрытия;
нанесение нового изоляционного
покрытия;
укладка трубопровода на дно
траншеи;
присыпка трубопровода и засыпка
траншеи минеральным грунтом;
2.3.2 Способ ремонта с подъемом и
укладкой трубопровода на лежки в траншее рекомендуется для трубопроводов
диаметром 219...720 мм при необходимости восстановления стенки трубы.
Технологические операции
выполняются в следующей последовательности:
уточнение положения трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал и планировка ремонтной полосы в зоне
движения РСК;
разработка траншеи до нижней
образующей трубопровода;
предварительный осмотр
технического состояния трубопровода, определение мест расположения дефектов,
обнаруженных ВИС и другими методами, и ремонт их при необходимости;
подъем трубопровода;
очистка трубопровода от старого
изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на лежки в
траншее;
выполнение работ по устранению
дефектов стенки трубы, на участке, уложенном на лежки;
подъем трубопровода;
повторная очистка трубопровода;
нанесение нового изоляционного
покрытия;
укладка трубопровода на дно
траншеи;
присыпка трубопровода и засыпка
траншеи минеральным грунтом;
2.3.3 Способ ремонта без подъема
трубопровода с сохранением его положения рекомендуется для трубопроводов
диаметром 720 мм и более.
Технологические операции
выполняются в следующей последовательности: уточнение положения трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал, планировка ремонтной полосы в зоне движения
РСК;
вскрытие трубопровода с
разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода;
предварительный осмотр
технического состояния трубопровода, определение мест расположения дефектов,
обнаруженных ВИС и другими методами, и ремонт их при необходимости;
разработка грунта под
трубопроводом;
очистка трубопровода от старого
изоляционного покрытия;
осмотр и выявление дефектов на
очищенном участке;
выполнение работ по ремонту
дефектов стенки трубы;
нанесение нового изоляционного
покрытия;
присыпка с подбивкой грунта под
трубопровод на участках, определенных проектом производства работ (ППР) и
засыпка траншеи;
2.3.4 Ремонт трубопроводов с
заменой изоляции в зимнее время рекомендуется проводить в три этапа:
Этап 1. Работы, выполняемые в
теплое время года (до промерзания грунта):
уточнение положения трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы,
перемещение его во временный отвал, планировка ремонтной полосы в зоне движения
РСК;
безотвальная вспашка или рыхление
зоны разработки траншеи;
восстановление оси трассы
трубопровода.
Этап 2. Работы, выполняемые в
зимнее время:
очистка от снега зоны разработки
траншеи и зоны прохода ремонтной техники на суточный объем выполнения ремонтных
работ;
разработка траншеи и очистка
трубопровода от старого изоляционного покрытия;
выполнение
ремонтно-восстановительных работ;
укладка трубопровода на дно
траншеи, присыпка его и засыпка траншеи минеральным грунтом при ремонте с
подъемом или присыпка с подбивкой грунта под трубопровод на участках,
определенных ППР и засыпка траншеи минеральным грунтом при ремонте без подъема
(с сохранением положения).
Этап 3. Работы, выполняемые после
оттаивания отвалов грунта:
3.1 Оценка технического состояния
и выбор вида капитального ремонта нефтепровода производится на основе анализа
результатов обследования (дефектоскопии) стенки трубы и состояния изоляционного
покрытия, а также данных за весь период эксплуатации трубопровода.
3.2 Данными для анализа и оценки
технического состояния нефтепровода являются:
результаты диагностики
внутритрубными инспекционными снарядами;
данные обследования состояния
изоляционного покрытия приборами (УКИ) и шурфованием;
величина защитной разности
потенциалов «труба-земля» за весь период эксплуатации;
сведения о ранее выявленных и
устраненных дефектах;
данные технического паспорта
нефтепровода (дата постройки и пуска в эксплуатацию, диаметр, давление,
сертификат металла труб, информация о проведенных ремонтах и т.д.).
3.3 Результаты обследований и
измерений заносятся в рабочие журналы и оформляются в виде соответствующих
актов, сводных таблиц и т.п.
3.4 На основании данных
обследований и анализа технического состояния нефтепровода техническими
службами эксплуатирующей организации производятся:
уточнение местоположения
дефектного участка на трассе нефтепровода и дополнительное обследование
обнаруженных дефектов;
планирование мероприятий по
предотвращению возможных нарушений работы нефтепровода;
выбор вида и способа ремонта,
установление сроков проведения ремонта в зависимости от характера дефекта с
учетом загруженности нефтепровода на рассматриваемый момент и перспективу;
составление перспективного и
текущего планов капитального ремонта нефтепровода.
3.5 Выбор вида и способа ремонта
зависит от следующих показателей:
состояния изоляционного покрытия
и стенки трубы;
размеров и взаимного расположения
коррозионных повреждений стенки трубы;
количества и характера
распределения опасных и потенциально опасных дефектов стенки трубы;
конкретных условий пролегания
трубопровода;
фактических и прогнозируемых
показателей загруженности нефтепровода;
технико-экономических показателей
по видам и способам ремонта.
4.1.1 Организационные
мероприятия, выполняемые поэтапно Заказчиком (АО МН или РУМН):
проведение комплексной
диагностики технического состояния трубопровода;
определение участков, подлежащих
капитальному ремонту, на основании анализа результатов комплексной диагностики
технического состояния трубопровода;
составление перспективного и
текущего планов капитального ремонта нефтепроводов;
проведение изыскательских работ
на участках планируемых к ремонту;
уточнение положения в плане
вантузов, задвижек, сооружений и сетей в техническом коридоре по проектной и
эксплуатационной документации;
составление ведомости пересечений
и приближений сооружений и сетей, пересекающих трассу или проходящих рядом с
ремонтируемым трубопроводом, с указанием пикетов пересечений или приближений,
глубины заложения, владельцев коммуникаций и других данных, имеющихся в
документации;
разработка и утверждение задания
на проектирование капитального ремонта;
получение технических условий на
проведение работ по капитальному ремонту от владельцев сооружений и сетей,
пересекающих нефтепровод или проходящих с ним в одном техническом коридоре, в
охранной зоне которых должны производиться ремонтные работы;
разработка рабочего проекта на
капитальный ремонт;
оформление документов по отводу
земель с согласованием условий рекультивации;
оформление финансирования;
передача подрядчику (РСУ) всей
технической и проектной документации на капитальный ремонт с заменой труб и с
заменой изоляции до 1 сентября года, предшествующего планируемому ремонту, а на
выборочный ремонт - не менее чем за два месяца до начала производства работ.
4.1.2 При капитальном ремонте
трубопровода, как правило, применяется одностадийное проектирование - рабочий
проект. Рабочий проект разрабатывается проектной организацией, имеющей
соответствующую лицензию.
4.1.3 Состав рабочего проекта
назначается с учетом особенностей трубопровода как линейного объекта и
требований настоящих Правил.
В состав рабочего проекта должны
входить:
пояснительная записка;
рабочие чертежи;
сметная документация.
В приложении к рабочему проекту
должны быть представлены копии технических условий на проведение работ по
капитальному ремонту от владельцев сооружений и сетей, пересекающих нефтепровод
и проходящих в одном техническом коридоре.
4.1.4 Пояснительная записка
должна содержать технико-экономическое обоснование выбора видов и способов
ремонта, расчет на прочность и устойчивость ремонтируемого участка
трубопровода, решения по технологии и организации ремонтных работ, мероприятия
по технике безопасности, пожарной безопасности и охране окружающей среды, а
также раздел технической рекультивации земель в соответствии с [1].
4.1.5 Организация,
разрабатывающая раздел проекта по рекультивации земель, должна согласовать его
со всеми землепользователями, органами государственного контроля за
использованием и охраной земель, с предприятиями-владельцами инженерных сетей,
сооружений, пересекающих ремонтируемый трубопровод и проходящих с ним в одном
коридоре, в охранной зоне которых должны производиться ремонтные работы, а
также с организациями, осуществляющими капитальный ремонт подземного
трубопровода.
4.1.6 Рабочие чертежи на капитальный
ремонт должны разрабатываться с учетом действующих норм и с максимальным
применением типовых проектов, освоенных производством, с привязкой к местным
условиям.
В состав рабочих чертежей входят
план и профиль трассы ремонтируемого участка, монтажные чертежи узлов линейной
арматуры, защитных сооружений, временных сооружений, устройств и приспособлений
и т.п.
4.1.7 Сметная документация должна
быть составлена по действующим нормам, тарифам и расценкам, прейскурантам и
калькуляциям.
4.1.8 Проекты на капитальный
ремонт нефтепроводов должны быть зарегистрированы в региональных отделениях
Госгортехнадзора.
4.1.9 Капитальный ремонт
нефтепроводов выполняется согласно проекту производства работ (ППР), который
разрабатывается подрядчиком или специализированными проектными организациями и
согласовывается Заказчиком (АО МН).
4.1.10 Исходными документами для
разработки ППР являются:
задание на разработку ППР;
рабочий проект на капитальный
ремонт;
сведения о количестве и типах
намечаемых к использованию ремонтных машин и механизмов [2], а
также о рабочих кадрах по профессиям;
данные о местах размещения
полевых городков;
материалы топографо-геодезических
изысканий трассы ремонтируемого трубопровода;
ведомость пересечений
ремонтируемого участка нефтепровода с подземными коммуникациями, искусственными
и естественными препятствиями;
сведения об условиях
использования существующих дорог, инженерных коммуникаций других предприятий;
сведения об условиях безопасного
производства ремонтных работ и охране окружающей среды.
4.1.11 В состав ППР должны
входить:
пояснительная записка;
технологические карты (схемы
производства работ);
профиль трассы ремонтируемого нефтепровода
с ситуационным планом;
график поступления материалов,
машин и механизмов;
график производства ремонта
нефтепровода;
план ликвидации возможных аварий
при производстве ремонтных работ.
4.1.12 Пояснительная записка
включает:
расчет продолжительности ремонта
нефтепровода;
порядок и методы производства
ремонта нефтепровода по отдельным видам работ;
мероприятия по охране труда и
технике безопасности;
мероприятия по охране окружающей
среды.
4.1.13 Технологические карты
(схемы производства работ) разрабатываются на основные виды работ и работы,
выполняемые новыми методами.
4.1.14 На ситуационном плане
ремонтируемого нефтепровода должны быть указаны населенные пункты, насосные
станции, узлы связи, линейная арматура, вдольтрассовые дороги и другие объекты.
Кроме того, на ситуационном плане должны быть указаны жилые полевые городки,
сварочные базы, места подготовки изоляционных материалов, пункты технического
обслуживания, схемы существующих дорог и подъездных путей. На ситуационном
плане и профиле должны быть указаны пересечения со всеми коммуникациями
(подземными и надземными).
4.1.15 График поступления
материалов, машин и механизмов на ремонтируемый участок составляют с разбивкой
по срокам и корректируют в связи с последующим уточнением сроков поставки.
4.1.16 График производства
ремонта нефтепровода составляется на весь ремонтный период с учетом
климатических, гидрогеологических условий и особенностей эксплуатации
конкретного нефтепровода.
4.2.1 Подготовительные работы,
выполняемые Подрядчиком (РСУ), включают:
подготовку подъездных и
вдольтрассовых (при необходимости - устройство) дорог, мостов для выполнения
перебазировки и доставки машин, механизмов, материалов и людей к месту
производства работ;
размещение и обустройство полевых
городков, решение вопросов питания, быта рабочих;
оборудование пунктов погрузки и
выгрузки;
перебазировку ремонтных колонн к
месту работы;
организацию пунктов хранения
горюче-смазочных материалов;
устройство временных складов;
оборудование пунктов технического
обслуживания машин и механизмов, баз по приготовлению битумной мастики;
обеспечение РСК системой
двухступенчатой связи: первая ступень - радиосвязь между мастером (прорабом)
РСК, диспетчером РУМН (АО МН) и руководством подрядчика (РСУ); вторая ступень -
радиосвязь между мастером (прорабом) РСК и отдельными бригадами, звеньями,
экипажами машин;
подготовку ремонтной полосы
(совместно с Заказчиком).
4.2.2 При невозможности
использования существующих дорог необходимо сооружение временных дорог.
Конструкция временных дорог должна обеспечивать движение ремонтной техники и
перевозку максимальных по массе и габаритам грузов.
4.2.5 Сдача трассы трубопровода
производится Заказчиком (АО МН или РУМН) подрядчику (РСУ) после выполнения
работ по п. 4.2.3
и оформляется актом передачи до начала ремонтных работ (прил. А,
форма 1).
4.2.6 Производство ремонтных
работ разрешается начинать после завершения организационно-технической
подготовки и получения письменного разрешения от руководства АО МН на право
производства работ (прил. А, форма 3).
4.2.7 Перед началом работ
исполнитель должен поставить в известность местные органы надзора о сроках
проведения работ по капитальному ремонту нефтепровода.
5.1.1 Земляные работы при ремонте
трубопроводов следует выполнять в соответствии с проектной документацией.
Производство земляных работ разрешается без снижения рабочего давления в
трубопроводе.
5.1.2 Производство работ в
охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и
электрических сетей, входящих в состав магистральных трубопроводов, должно
выполняться с соблюдением требований [3, 4, 5, 6].
5.1.3 Разработка грунта в местах
пересечения трубопровода с другими подземными коммуникациями допускается лишь
при наличии письменного разрешения и в присутствии представителя организации,
эксплуатирующей эти подземные коммуникации (трубопроводы, линии связи, кабели и
др.). Вызов представителя возлагается на подрядчика.
5.1.4 При обнаружении на месте
производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в
проектной документации, Подрядчик должен поставить в известность Заказчика и
принять меры по защите обнаруженных коммуникаций и сооружений от повреждений.
5.1.5 При пересечении трассы
нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта
механизированным способом разрешается на расстоянии не ближе 2 м от боковой
стенки и не менее 1 м над верхом коммуникации (трубы, кабеля и др.) в
соответствии с [7].
Оставшийся грунт должен
дорабатываться вручную без применения ударных инструментов и с принятием мер,
исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.
5.1.6 Все ремонтные работы
следует вести на полосе, отводимой во временное пользование. Ширина отводимой
полосы определяется рабочим проектом.
5.1.7 Ширину полосы земель,
отводимых для капитального ремонта двух и более параллельных магистральных
подземных трубопроводов, следует принимать равной ширине полосы земель для
одного трубопровода плюс расстояния между осями крайних трубопроводов.
5.2.1 Работы по снятию и
восстановлению плодородного слоя почвы должны производиться в соответствии с
разделом рабочего проекта по рекультивации земель.
5.2.2 Плодородный слой почвы
должен быть снят и уложен в отвал для использования его при восстановлении
(рекультивации) нарушенных участков.
Минимальная ширина полосы снятия
плодородного слоя почвы должна быть равной ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в
каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода земель.
Толщина плодородного слоя почвы и
места его снятия по трассе устанавливаются рабочим проектом на основании
материалов изысканий в соответствии с [8] и должны быть указаны в
ППР.
5.2.3 При снятии, перемещении и
хранении плодородного слоя почвы не допускается смешивание его с подстилающими
породами, загрязнение горюче-смазочными жидкостями и материалами. Запрещается
использование плодородного слоя почвы для засыпки траншей, приямков, котлованов
и т.д.
5.2.4 По окончании ремонтных
работ после искусственного уплотнения минерального грунта в траншее на
рекультивируемую полосу наносят плодородный слой грунта и планируют его.
5.3.1 Для устойчивой и надежной
работы машин и механизмов полоса трассы в зоне их движения должна быть
спланирована и по оси трубопровода вновь забиты вешки в тех же местах, которые
указаны в п. 4.2.4.
5.3.2 Поперечный профиль и
размеры разрабатываемой траншеи или котлована устанавливаются в
проектно-сметной документации в зависимости от принятого вида и способа
ремонта, диаметра ремонтируемого трубопровода, габаритных размеров рабочих органов
землеройных машин и механизмов. Во избежание повреждения трубопровода
минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом работающего экскаватора
должно быть в пределах 0,15...0,2 м.
5.3.3 Длина вскрытого участка
устанавливается проектом согласно расчету на продольную устойчивость.
Допускается вскрытие трубопровода в «задел» с оставлением грунтовых перемычек
через 20...50 м в зависимости от диаметра трубопровода.
5.3.4 Размеры ремонтного
котлована при выборочном ремонте зависят от габаритов применяемой ремонтной
техники и должны обеспечить возможность работы в соответствии с применяемой
технологией.
5.3.5 Траншеи и ремонтный
котлован с вертикальными стенками без крепления разрабатываются одноковшовым
экскаватором в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при
отсутствии грунтовых вод на глубину, м, не более:
в насыпных
песчаных и гравелистых грунтах
1,00
в супесях
1,25
в суглинках
и глинах
1,50
в особо
плотных нескальных грунтах
2,00
5.3.6 Для рытья траншей или
ремонтного котлована большей глубины необходимо устраивать откосы различного
заложения в зависимости от состава грунта при уровне грунтовых вод ниже глубины
выемки (табл. 5.1).
Таблица 5.1 допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована
Примечание: 1. При напластовании различных видов
грунта крутизну откосов для всех пластов надлежит назначить по более слабому
виду грунта.
2. К насыпным грунтам относятся грунты, пролежавшие в
отвалах менее 6 месяцев и не подвергшиеся искусственному уплотнению(проезд, укатка и т.д.).
5.3.7 Размещение отвалов
минерального и плодородного грунта относительно оси трубопровода может быть
одностороннее или двустороннее. Схема размещения грунта выбирается в
зависимости от взаимного расположения параллельно проложенных трубопроводов и
других коммуникаций, возможного направления движения ремонтной колонны, с учетом
рельефа местности и т.п.
5.3.8 При больших габаритах
траншеи допускается размещать отвалы минерального грунта по обе стороны
траншеи. При этом на одной стороне размещается максимально возможная часть
грунта, а оставшаяся часть - на другой стороне траншеи и планируется
бульдозером для прохода ремонтной колонны.
5.3.9 При проведении работ в
водонасыщенных грунтах вскрытие трубопровода следует начинать с пониженных мест
для спуска и откачки воды.
При сильном притоке грунтовых вод
необходимо предусмотреть искусственное водопонижение, а в необходимых случаях
принять меры по укреплению стенок траншеи или ремонтного котлована шпунтовыми
креплениями, сваями или другими средствами.
5.3.10 При разработке траншеи или
ремонтного котлована их необходимо защищать от затопления и размыва
поверхностными водами соответствующей планировкой территории, созданием
защитных сооружений и водоотводных канав.
5.4.1 До начала работ по засыпке
уложенного отремонтированного трубопровода необходимо восстановить устройства
электрохимзащиты.
Засыпать траншею следует
непосредственно после укладочных работ в течение одной смены после подключения
средств ЭХЗ.
5.4.2 В скальных, щебенистых, а
также сухих комковатых и мерзлых грунтах трубопроводы укладывают в траншею на
подсыпку из мягкого грунта толщиной не менее 20 см и таким же грунтом присыпают
над верхней образующей на высоту 20 см.
5.4.3 Подбивку грунта под
трубопровод следует выполнять на участках, определенных в проекте. После этого
производится окончательная засыпка.
5.4.4 Засыпку траншеи или
котлована минеральным грунтом осуществляют бульдозером с одной или с обеих
сторон траншеи. Допускается производить засыпку экскаваторами или другими
техническими средствами.
5.4.5 Засыпку криволинейного участка
трубопровода начинают с середины, двигаясь поочередно к его концам.
5.4.6 Траншею следует засыпать
минеральным грунтом с запасом по высоте на величину осадки. Величина запаса
зависит от вида грунта и глубины траншеи.
5.5.1 Для производства работ
зимнее время до промерзания грунта следует снять плодородный слой почвы с
перемещением его во временный отвал и спланировать ремонтную полосу в зоне
движения РСК. Затем, с целью уменьшения глубины промерзания грунта, необходимо
провести безотвальную вспашку или рыхление зоны разработки траншеи.
5.5.2 Разработку траншеи в зимнее
время проводят после удаления снега с полосы будущей траншеи. Разработка
траншеи одноковшовыми экскаваторами рекомендуется при глубине промерзания
грунта до 0,25 м.
5.5.3 Засыпку траншеи минеральным
грунтом следует выполнять непосредственно вслед за изоляционно-укладочными
работами. При длительных перерывах в работе слой мерзлого грунта с поверхности
отвала следует удалить ковшом экскаватора.
5.5.4 Рекультивацию плодородного
слоя почвы выполняют в теплое время года после оттаивания отвалов. При
необходимости, перед рекультивацией следует проводить планировку полосы
засыпанной траншеи.
6.1.1 Работы по подъему и
поддержанию трубопровода следует проводить после того, как:
ремонтируемый участок вскрыт;
установлено дежурство на
отсекающих задвижках со средствами радиосвязи с диспетчером;
установлено рабочее давление
согласно проекту, но не более 2,5 МПа;
получено письменное разрешение от
диспетчера РУМН.
6.1.2 Работы по подъему и укладке
трубопроводов разрешается производить только в присутствии лица, ответственного
за производство работ.
6.1.3 Перед подъемом трубопровода
должны быть выполнены все мероприятия, предусмотренные в проекте производства
работ, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращение аварийных
ситуаций.
6.1.4 Число и грузоподъемность
трубоукладчиков или других механизмов, а также порядок подъема и расстановки
должны строго соответствовать ППР. Запрещается поднимать нефтепровод одним
трубоукладчиком.
6.1.5 Подъем трубопровода следует
осуществлять плавно, без рывков. Контроль величины усилий на крюках
трубоукладчиков производится динамометрами или индикаторами усилия на крюке.
6.1.6 На время длительных
остановок и в конце смены трубопровод следует укладывать на лежки, опоры-крепи
и др.
6.2.1 При капитальном ремонте с
заменой труб укладка нового участка трубопровода проводится совмещенным
способом в едином технологическом потоке с работами по очистке и изоляции
трубопровода (рис. 1).
На рисунке условно показаны три
трубоукладчика.
Технологические параметры колонны
при работе совмещенным способом приведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1 технологические параметры колонны при изоляционно-укладочных
работах совмещенным способом
Расстояния между трубоукладчиками (группами
трубоукладчиков), м
Максимально допустимое расстояние между очистной и
изоляционной машинами, м
l1
l2
325...530
15...20
10...15
35
720...820
20...25
15...20
45
1020
20...25
15...25
50
1220
25...35
20...30
65
6.2.2 Раздельный
способ проведения изоляционно-укладочных работ следует применять на участках со
сложным рельефом местности (рис. 2).
На рисунке условно показаны три
трубоукладчика.
Технологические параметры колонны
при работе раздельным способом приведены в табл. 6.2.
6.2.3 Необходимое количество
трубоукладчиков, их расстановка и высота подъема трубопровода с учетом
конкретных условий должны быть уточнены с помощью проверочных расчетов на
прочность и устойчивость ремонтируемого участка.
6.3.1 Ремонт трубопроводов
диаметром 219...720 мм, не имеющих дефектов стенок и дефектов сварных швов,
может производиться с подъемом и без остановки перекачки. Допустимое давление
на участке подъема должно определяться расчетом на прочность и не должно
превышать 2,5 МПа.
6.3.2 Ремонт трубопроводов,
имеющих дефекты стенок и сварных швов, проводится после выполнения
восстановительных работ. Для проведения восстановительных работ трубопровод
укладывается на лежки в траншее.
6.3.3 Монтаж троллейных подвесок,
очистной, изоляционной и других машин, участвующих в технологическом процессе,
производится на участке, уложенном на лежки. Длина участка, уложенного на
лежки, должна быть достаточной для монтажа ремонтных машин.
6.3.4 Расчетные технологические
параметры ремонтной колонны для конкретного участка определяются по [9], а
рекомендуемые для работы в равнинных условиях в табл. 6.3.
Таблица 6.3 технологические параметры и расчетные величины усилия подъема
трубопровода
6.3.5 Начало (или конец) поднимаемого
участка трубопровода должно находиться от линейных задвижек или других мест
защемления:
для
трубопроводов диаметром, мм
на
расстоянии, не менее:
до 530 мм
30
530...720 мм
40
более 720 мм
50
6.3.6 Подъем и укладка
трубопровода на лежки осуществляется трубоукладчиками по двум схемам (рис. 3,4).
6.3.7 На рис. 3
показана схема расстановки и перемещения трубоукладчиков и последовательность
операций при подъеме и укладке трубопровода на лежки одновременно всеми
трубоукладчиками (на рисунке условно показаны три трубоукладчика).
Позиция I.
Расстановка трубоукладчиков и установка полотенец. Расстояние от места
установки полотенца до поперечного сварного шва - не менее 3 м.
Позиция II.
Подъем трубопровода одновременно всеми трубоукладчиками на заданную
технологическую высоту.
Позиция III.
Укладка лежек под приподнятый трубопровод. Лежки должны быть расположены от
поперечного шва на расстоянии не менее 3 м.
Позиция IV.
Укладка трубопровода на лежки одновременно всеми трубоукладчиками.
Позиция V.
Переход трубоукладчиков в следующее исходное положение и расстановка их в
порядке, описанном в позиции I. Далее операции
повторяются в указанной последовательности.
6.3.8 На рис. 4
показана схема расстановки и перемещения трубоукладчиков и последовательность
операций при подъеме и укладке трубопровода на лежки с переходом одного
трубоукладчика (на рисунке условно показаны четыре трубоукладчика).
Позиция I.
Расстановка трубоукладчиков и установка полотенец. Расстояние от места
установки полотенца до поперечного сварного шва - не менее 3 м.
Позиция II.
Подъем трубопровода одновременно всеми трубоукладчиками на заданную
технологическую высоту.
Позиция III.
Укладка лежек под приподнятый трубопровод. Лежки должны быть расположены от
поперечного шва на расстоянии не менее 3 м.
Позиция IV.
Укладка трубопровода на лежки последним по ходу движения трубоукладчиком.
Позиция V.
Переход освободившегося трубоукладчика вперед колонны на расстояние от первого
по ходу движения трубоукладчика согласно ППР.
Далее операции повторяются в
указанной последовательности. По этой схеме трубопровод поддерживается в
приподнятом состоянии тремя трубоукладчиками, а последний по ходу движения
трубоукладчик опускает трубопровод на лежки и перемещается только после того,
как подъем трубопровода первым трубоукладчиком произведен и его подъемные
лебедки поставлены на тормоз.
6.3.9 Подъем и укладка
трубопровода при проведении изоляционно-укладочных работ осуществляется
трубоукладчиками, оборудованными троллейными подвесками.
6.3.10 Движение троллейной
подвески вдоль трубопровода осуществляется плавно. Не допускается останавливать
троллейную подвеску ближе 3 м от поперечного сварного шва на трубопроводе.
6.3.11 Ремонт нефтепроводов
диаметром 720...1220 мм проводится без подъема с поддержанием грузоподъемными
механизмами.
6.3.12 Поддержание подкопанного
участка нефтепровода рекомендуется выполнять трубоукладчиками, опорами-крепями
или пневмоподъемниками. Число грузоподъемных механизмов и длина подкопанного
участка определяются по [9].
1 - трубоукладчик; 2 -
нефтепровод; 3 - лежка; LT - расстояние между трубоукладчиками; Lл - расстояние между лежками; LCT - расстояние от
места установки полотенца до поперечного сварного шва; h1 - высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2
- высота подъема под средним
трубоукладчиком.
Рис. 3 Схема подъема и укладки нефтепровода на лежки
одновременно тремя трубоукладчиками
1 - трубоукладчик; 2 -
нефтепровод; 3 - лежка; LT - расстояние между трубоукладчиками; Lл - расстояние между лежками; LCT -
расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного шва; h1
- высота подъема под крайними
трубоукладчиками; h2 - высота
подъема под средними трубоукладчиками.
Рис. 4 Схема подъема и укладки нефтепровода на лежки с
переходом одного трубоукладчика
6.4.1 Выборочный ремонт дефектных
участков нефтепровода проводится без подъема и поддержки ремонтируемого
участка. Длина подкопанного участка определяется по [9].
6.4.2 При выборочном ремонте со
вскрытием протяженных участков во время подсыпки и уплотнения грунта
поддержание трубопровода рекомендуется выполнять грузоподъемным механизмом,
оснащенным мягким полотенцем, установленным в средней части подкопанного
участка трубопровода.
7.1 Очистка трубопровода при
капитальном ремонте должна осуществляться ремонтными очистными машинами.
7.2 Очистка трубопровода
заключается в удалении с наружной поверхности трубы остатков земли, старого
изоляционного покрытия и продуктов коррозии.
После проведения сварочных работ
по восстановлению стенок труб (перед нанесением изоляционного покрытия) следует
осуществить повторную очистку с целью удаления с поверхности труб окалины,
брызг металла и следов коррозии.
7.3 Во избежание нарушения
целостности трубы перед началом очистных работ и во время технологических
перерывов следует тщательно осмотреть трубопровод (включая нижнюю часть),
сделать видимые отметки стыков, хомутов, латок и других препятствий на трубопроводе.
7.4 Очистка трубопровода в зоне
заплат, вантузов, хомутов и других препятствий выполняется вручную. Не
допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного металла и срезания
сварных швов. Поверхность трубопровода, имеющая острые выступы, заусеницы,
задиры, брызги металла и шлак, должна быть обработана и зачищена.
7.5 На очищенной поверхности не
должно быть ржавчины, влаги, масла.
Степень очистки поверхности труб
перед нанесением покрытий должна соответствовать виду защитного покрытия и
требованиям [10].
Допускается наличие следов
старого изоляционного покрытия, прочно сцепленного с поверхностью трубы, при
нанесении в последующем нового изоляционного покрытия, грунтовочный состав
которого совместим со старым по своей химической природе.
7.6 Запрещается проводить
очистные работы во время дождя, снега, тумана.
8.1 Сварочные работы при
капитальном ремонте магистральных нефтепроводов подразделяются на
сварочно-монтажные работы при замене труб и ремонтные сварочные работы при
восстановлении стенки трубы.
8.2 В процессе капитального
ремонта с заменой труб при производстве сварочно-монтажных работ следует
соблюдать требования [11, 12, 13].
8.3 Сварку труб следует
производить любым способом (автоматическим электродуговым, прессовым, пайкой и
др.) по соответствующей нормативно-технической документации, согласованной в
установленном порядке.
8.4 Специальные сварочные работы
(сварка захлестов, вварка запорной и распределительной арматуры и др.),
термообработку сварных швов при капитальном ремонте с заменой труб допускается
выполнять в соответствии с требованиями [13]. На работы, не вошедшие
в [13],
следует разрабатывать отдельные технологические инструкции, карты и другую
документацию, согласованную в установленном порядке.
8.5 Перед началом проведения
работ по капитальному ремонту нефтепровода следует провести аттестацию
выбранной технологии сварки.
Технологический процесс сварки считается
аттестованным, если по данным визуального и радиографического контроля,
результатам испытаний механических свойств сварные соединения удовлетворяют
требованиям нормативной документации.
По результатам испытаний
приемочных сварных соединений должен быть составлен акт приемки технологии
сварки (прил. А, форма 11).
8.6 К выполнению сварочных работ
следует допускать сварщиков, прошедших ежегодную проверку квалификации с целью
определения способности сварщика выполнить качественное сварное соединение.
По результатам испытаний сварных
соединений составляется акт проверки квалификации сварщиков (допускной лист)
(прил. А,
форма 30).
8.7 Сварочно-монтажные работы при
капитальном ремонте магистральных трубопроводов с заменой труб включают:
подготовку к сборочным и сварочным работам; сборку и сварку труб в трубные
секции на трубосварочных базах и в полевых условиях; сборку и сварку секций в
сплошную нитку на трассе; контроль качества сварных соединений трубопроводов.
8.8 Перед выполнением работ по
сборке и сварке труб на трубосварочной базе необходимо провести следующие
подготовительные операции:
на специально подготовленной и
спланированной площадке выполнить монтаж трубосварочной базы;
подготовить для трубоукладчика
подъездные пути к приемному стеллажу сборочного стенда и стеллажу для
складирования труб;
подвести коммуникации (силовые и
сварочные кабели);
разместить в зоне производства
работ трубоукладчик;
установить вагончики для хранения
инвентаря и сварочных материалов, а также печь для сушки флюса и прокалки
электродов.
8.9 Сборку и сварку труб в секции
следует проводить на полумеханизированных трубосварочных базах (стеллажах) для
ручной поворотной сварки или типовых трубосварочных базах с применением полевых
автосварочных установок.
8.10 При сборке секций труб на
трубосварочных базах следует выполнить следующие операции:
очистку полости труб;
подготовку кромок труб;
сборку труб на линии сборки труб
(ЛСТ) при помощи внутренних центраторов;
подогрев концов труб, если того
требует технология сварки;
сварку корневого шва, зачистку
шва;
сварку заполняющих и
облицовочного слоев шва, нанесение клейма сварщика или бригады сварщиков,
выполнивших сварку стыка;
контроль сварных соединений;
ремонт дефектных сварных стыков.
8.11 Перед сборкой и сваркой
секций труб в нитку в условиях трассы должны быть выполнены следующие
подготовительные работы:
развезены и уложены секции труб
на расстоянии не более 1,5 м от бровки траншеи под углом 15...20 град, к
проектной оси траншеи;
размещены в зоне производства
работ трубоукладчики, сварочные агрегаты, бульдозер, центратор, емкости ГСМ,
инвентарные лежки и другое необходимое оборудование и инструменты;
установлены на полосе отвода
вагончики для обогрева людей, хранения инвентаря и сварочных материалов.
8.12 Перед сборкой трубопровода
необходимо выполнить следующие операции:
конец трубопровода уложить на
инвентарные лежки или на земляную тумбу;
секцию труб очистить от грязи и
других посторонних предметов;
зачистить до металлического
блеска кромки и прилегающие к ним наружные и внутренние поверхности секции на
ширину не менее 10...15 мм.
8.13 Работы по сборке и сварке
трубопроводов должны выполняться в два этапа:
I этап -
центровка секции с ниткой трубопровода с помощью внутреннего или наружного
центратора и сварка первого (корневого) слоя шва;
II этап -
сварка последующих слоев и контроль качества сварного шва.
8.14 Устранение дефектов в
сварных швах, выявленных при проведении сварочно-монтажных работ, допускается в
следующих случаях:
суммарная длина дефектных
участков не превышает 1/6 длины шва;
суммарная длина выявленных в
сварном шве трещин не превышает 50 мм.
При наличии трещин суммарной
длиной более 50 мм сварные швы должны быть вырезаны.
8.15 Устранение дефектов в
сварных швах следует выполнить следующими способами:
наплавкой ниточных валиков
высотой не более 3 мм при ремонте подрезов;
вышлифовкой и последующей
заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами.
Обнаруженные при внешнем осмотре
недопустимые дефекты должны быть устранены до проведения контроля
неразрушающими методами.
8.16 Отремонтированные сварные
швы должны быть подвергнуты внешнему осмотру и удовлетворять требованиям [12].
8.17 Ремонтные сварочные работы
на нефтепроводах проводятся без остановки перекачки или при остановленной
перекачке с целью устранения дефектов стенки труб и сварных швов путем
установки усилительных элементов (муфт) или наплавки металла. Сварочные работы
на нефтепроводах под давлением проводятся также при приварке штуцеров, катодных
выводов и т.п.
Сварочные работы необходимо
выполнять с соблюдением требований [14, 15, 16] и настоящих Правил.
8.18 Внутреннее давление в
нефтепроводе при проведении сварочных работ не должно превышать давление, при
котором производится ремонт нефтепровода (2,5 МПа).
Запрещается проводить сварочные
работы на участках нефтепроводов, работающих при неполном заполнении сечения
трубопровода перекачиваемой нефтью.
8.19 Заполнение нефтепровода
нефтью следует определять на основании гидравлических расчетов (с учетом
перевальных точек) и контролировать ультразвуковым методом по амплитуде
эхо-сигнала от внутренней поверхности трубы (при полном заполнении трубы нефтью
амплитуда эхо-сигнала на 15...20 % меньше чем при частичном заполнении).
8.20 Перед выполнением сварочных
работ на заполненном нефтью трубопроводе обязательно проведение следующих
мероприятий:
назначение ответственных за
подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ (от Заказчика);
назначение лиц, ответственных за
проведение сварочных работ (от Подрядчика);
оформление наряда-допуска на
ведение огневых работ;
определение перечня
противопожарных мероприятий.
В процессе сварки необходимо
выполнение следующих операций:
проверка состояния воздушной
среды на месте проведения сварочных работ;
внешний осмотр, классификация
дефектов, измерение толщины стенки труб нефтепровода в местах предполагаемой
сварки;
8.21 В зависимости от вида,
размера и взаимного расположения повреждений выбирают один из следующих методов
устранения дефектов стенки трубы:
зачистка, шлифовка поверхности с
дефектами;
заварка (наплавка) металла
дефектов стенок труб;
ремонт с применением
композитно-муфтовой технологии.
8.22 Зачистку, шлифовку
поверхности с дефектами следует применять при наличии дефектов глубиной, не
превышающей 10 % номинальной толщины стенки.
8.23 Устранение дефектов стенки
труб путем наплавки металла допускается при остаточной толщине стенки не менее 5
мм.
8.24 Ремонт с применением
композитно-муфтовой технологии (КМТ) проводится установкой неприварных муфт на
участки трубопровода с различными дефектами стенки трубы несквозного характера
(потери металла от коррозии, вмятины, трещины, расслоения, риски и их
комбинаций по [17]).
8.25 Результаты проверки сварных
швов (наплавленного металла) физическими методами необходимо оформлять в виде
заключения. Заключения по результатам дефектоскопического контроля должны
храниться в РУМН до демонтажа нефтепровода.
8.26 При ремонте нефтепровода от
места производства земляных, очистных и изоляционно-укладочных работ до места
производства сварочных работ необходимо оставить технологический разрыв не
менее 300 м. Принятый технологический разрыв должен исключить возможность
передачи механических колебаний от места производства очистных и
изоляционно-укладочных работ, поступление паров нефтепродуктов на место сварки.
8.27 При невозможности
обеспечения требуемого технологического разрыва на время выполнения сварочных
работ все другие работы прекращаются. Машины и механизмы останавливаются и
отключаются.
8.28 Возможность повторного
использования и технология сварки бывших в эксплуатации труб должны
устанавливаться на основе комиссионного обследования труб с оформлением
соответствующих актов и согласовываться с техническим надзором.
9.1.1 Противокоррозионная
изоляция нефтепроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями [10, 18, 19].
9.1.2 Изоляционные покрытия
должны наноситься на нефтепровод механизированным или ручным способом,
обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность. Степень
подготовки поверхности трубы должна соответствовать требованиям [10] и
нормативно-технической документации на применяемый тип изоляционного покрытия.
Задвижки, отводы, тройники и
муфты следует изолировать вручную.
9.1.3 При капитальном ремонте
нефтепроводов с заменой труб рекомендуется применение труб с защитным
покрытием, нанесенным в заводских или базовых условиях.
9.1.4 Нанесение грунтовки и
изоляционного покрытия на влажную поверхность трубопровода не допускается.
9.1.5 Запрещается перемещение
ремонтных машин и механизмов по изолированному участку нефтепровода.
9.2.1 Противокоррозионную
изоляцию поверхности трубопроводов следует осуществлять покрытиями нормального
или усиленного типа на основе битумных изоляционных мастик, полимерных лент
отечественного и импортного производства, а также других изоляционных материалов,
согласованных к применению в установленном порядке.
9.2.2 Тип и вид защитных покрытий
устанавливаются рабочим проектом.
9.2.3 Покрытия на основе битумных
изоляционных мастик, в том числе «Пластобит-40» [20], следует применять для
изоляции трубопроводов диаметром до 820 мм при температуре транспортируемого
продукта не выше 40°С. Допускается применение покрытий на основе битумных
изоляционных мастик на трубопроводах диаметром 1020 мм при температуре воздуха
не выше 25 °С во время нанесения.
Покрытия из полимерных
изоляционных лент можно применять для изоляции трубопроводов всех диаметров.
При температуре транспортируемого продукта не выше 60 °С применяются
полиэтиленовые ленты, а при температуре транспортируемого продукта не выше 35°С
- поливинилхлоридные ленты.
При нанесении в трассовых
условиях предпочтение следует отдавать мастичным покрытиям.
9.2.4 Трубы с изоляционным
покрытием заводского нанесения следует применять на трубопроводах всех
диаметров при температуре транспортируемого продукта не выше 60 °С - с
покрытием из полиэтилена и не выше 80°С - с покрытием на основе эпоксидных
смол.
9.2.5 В местах перехода
магистрального трубопровода от подземной прокладки к наземной, на переходах под
автомобильными и железными дорогами конструкция изоляционного покрытия должна
быть усилена дополнительно слоем изоляционной ленты или защитной обертки.
9.2.6 Изоляционные покрытия
сварных стыков (при применении труб с заводской изоляцией), мест присоединения
к трубопроводу запорной арматуры и т.п. по своим защитным свойствам должны
соответствовать основному изоляционному покрытию трубопровода.
9.2.7 Материалы, применяемые для
изоляционных работ, определяются рабочим проектом и должны соответствовать
требованиям нормативно-технической документации на них. Выбор изоляционных
материалов следует осуществлять в зависимости от требуемого срока службы,
максимальной температуры транспортируемой нефти и температуры окружающего
воздуха при выполнении изоляционно-укладочных работ.
9.3.1 Очищенную поверхность
трубопровода следует огрунтовать. Поверхность трубопровода при нанесении
грунтовки должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи или
инея, а также следы копоти и масла не допускаются.
9.3.2 Слой грунтовки должен быть
сплошным и не иметь сгустков, подтеков и пузырей.
9.3.3 Под изоляционное покрытие
следует наносить соответствующую грунтовку, обеспечивающую максимальную адгезию
покрытия к металлу труб. Допускается также по согласованию с заказчиком
применение других грунтовок, если они обеспечивают нормированную величину
адгезии. Замена импортных клеевых грунтовок без согласования с фирмой-изготовителем
изоляционного материала запрещается.
9.4.1 Нанесение изоляционного
покрытия на основе изоляционных полимерных лент. Изоляционные ленты следует
наносить на нефтепровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке или после
высыхания грунтовки «до отлипа» в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации на эти материалы.
Изоляционные ленты и обертки
необходимо наносить без гофр, перекосов, морщин, отвисаний с величиной нахлеста
для однослойного покрытия - не менее 3 см, для двуслойного - 50 % ширины ленты
плюс 3 см. Для обеспечения плотного прилегания лент и оберток по всей
защищаемой поверхности и создания герметичности в нахлесте необходимо
постоянное натяжение материала с усилием.
Защитные обертки, не имеющие
прочного сцепления с изоляционным покрытием трубопровода, должны быть
закреплены в конце полотнища, а при необходимости через 10...12 м. Для
закрепления оберток следует использовать специальные бандажи, клеи и т.п.
9.4.2 Нанесение изоляционного
покрытия на основе битумных изоляционных мастик. Изоляционное покрытие на
битумной основе следует наносить на нефтепровод сразу же после высыхания
грунтовки «до отлипа».
Битумную мастику следует наносить
по периметру и длине нефтепровода ровным слоем заданной толщины без пузырей и
посторонних включений.
Армирование битумного покрытия
стеклохолстом и обертку защитными рулонными материалами необходимо производить
без гофр, морщин и складок.
Толщина наносимого битумного
изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень погружения
стеклохолста в мастичный слой зависят в основном от вязкости мастики, которую
регулируют изменением температуры в ванне изоляционной машины в зависимости от
температуры окружающего воздуха.
Покрытие «Пластобит-40» следует
наносить в соответствии с требованиями [20].
Покрытие «Пластобит-40» следует
наносить на нефтепровод при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25
°С.
Пластифицированная битумная
мастика должна наноситься на очищенную поверхность нефтепровода по
свеженанесенной грунтовке. Мастичный слой должен наноситься ровным слоем
заданной толщины без пузырей и посторонних включений.
Намотка поливинилхлоридной ленты
должна производиться сразу же по слою горячей мастики без гофр, морщин,
перекосов и отвисаний. Выдавливание и утонение битумного слоя от усиленного
натяга ленты не допускается. Величина нахлеста должна быть не менее 20...25 мм.
Нанесение обертки для защиты
покрытия «Пластобит-40» от механических повреждений должно осуществляться без
гофр, морщин, перекосов, отвисаний.
9.4.4 Нанесение других
изоляционных покрытий следует осуществлять в соответствии с требованиями
технологических инструкций по применению.
9.5.1 После проверки качества
изоляционного покрытия изолированный нефтепровод следует уложить в траншею, при
этом необходимо следить за сохранностью покрытия.
При наличии дефектов в покрытии
следует произвести ремонт покрытия.
9.5.2 Изолированный участок
нефтепровода после укладки необходимо незамедлительно засыпать или присыпать
грунтом. В скальных, каменистых, щебенистых, сухих, комковатых, глинистых и
суглинистых грунтах под изолированный участок следует подсыпать мягкий грунт
толщиной не менее 20 см.
9.5.3 При засыпке нефтепровода
грунтом, содержащим мерзлые комья, щебень, гранит и другие включения размером
более 50 мм в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждений
присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см над верхней образующей трубы или
устройством защитных покрытий, предусмотренных проектом.
9.5.4 Мягкую подсыпку дна траншеи
и засыпку мягким грунтом трубопровода, уложенного в скальных, каменистых,
щебенистых, сухих комковатых и мерзлых грунтах, допускается по согласованию с
заказчиком заменять сплошной надежной защитой, выполненной из негниющих,
экологически чистых материалов.
9.5.5 Изолированный и присыпанный
участок допускается оставлять незасыпанным грунтом не более 24 часов.
9.5.6 Контроль сплошности
защитного покрытия на уложенном и засыпанном нефтепроводе, находящемся в
незамерзшем грунте, следует проводить искателем повреждений не ранее чем через
две недели после его засыпки .
Все выявленные дефекты покрытия
должны быть устранены и после засыпки снова проконтролированы искателем
повреждений.
9.5.7 Оценку качества изоляции
отремонтированных участков нефтепровода на переходное сопротивление следует
проводить методом катодной поляризации при глубине промерзания грунта до 0,5 м.
9.6.1 При ремонте нефтепроводов в
зимнее время следует применять усиленный тип защитных покрытий.
При подборе изоляционных
материалов для проведения работ необходимо соблюдать соответствие характеристик
материалов условиям нанесения защитных покрытий (температуре перекачиваемой
нефти, окружающего воздуха при выполнении изоляционно-укладочных работ).
9.6.2 Изоляционно-укладочные
работы следует выполнять совмещенным способом, не допуская больших заделов
траншеи перед изоляционно-укладочной колонной.
9.6.3 Изолированный участок
трубопровода следует уложить на подсыпку из мягкого грунта толщиной 20 см и
присыпать на высоту 20 см тем же грунтом для предохранения от повреждений.
9.6.4 В случае применения
битумных мастик изолированный участок нефтепровода после укладки на дно траншеи
следует немедленно засыпать грунтом, предохраняя изоляционное покрытие.
10.1.1 При капитальном ремонте
нефтепровода с заменой труб вновь прокладываемый участок перед его подключением
в основную магистраль подлежит испытанию на прочность и проверке на
герметичность согласно [12].
Перед проведением испытаний
следует провести очистку полости трубы.
10.1.2 Способы, параметры и схемы
проведения очистки полости и испытания трубопровода устанавливаются в рабочем
проекте.
Проект должен предусматривать
очистку загрязненной воды (или жидкости) после промывки полости трубы.
В рабочем проекте должен быть
выполнен проверочный расчет на устойчивость трубопровода против всплытия на
обводненных участках.
10.1.3 На основании принятых
решений по очистке и испытанию нефтепровода подрядчик должен разработать
специальную инструкцию, устанавливающую порядок проведения этих работ.
10.1.4 Работы по очистке полости
и испытанию трубопроводов следует выполнять после вывода персонала и основной
ремонтной техники из опасной зоны.
10.2.1 При очистке полости
трубопровода необходимо:
удалить случайно попавшие внутрь
при монтаже (сварке) грунт, воду и различные предметы, а также поверхностный
рыхлый слой ржавчины и окалины;
проверить путем пропуска поршня
проходное сечение трубопровода и тем самым обеспечить возможность многократного
беспрепятственного пропуска очистных, инспекционных или других специальных
устройств при дальнейшей эксплуатации;
достигнуть качества очистки
полости обеспечивающего заполнение участка трубопровода транспортируемой нефтью
без ее загрязнения и обводнения.
10.2.2 Очистка полости
трубопровода должна производиться после укладки и засыпки одним из следующих
способов: промывкой, продувкой или протягиванием очистного устройства.
10.2.3 Промывка или продувка осуществляются
с пропуском очистного или разделительного устройства. При продувке трубопровода
пропуск и выпуск загрязнений и очистных поршней через линейную арматуру
запрещаются.
10.2.4 На трубопроводах,
монтируемых без внутренних центраторов, следует производить предварительную
очистку полости протягиванием очистных устройств в процессе сборки и сварки
отдельных труб или секций в нитку.
10.2.5 Промывке, как правило,
подвергают трубопроводы, испытание которых предусмотрено в проекте
гидравлическим способом. Промывку совмещают с удалением воздуха при заполнении
трубопровода водой или другой жидкостью.
Пропуск очистного или
разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под давлением
жидкости. Впереди очистного или разделительного устройства для смачивания и
размыва загрязнений заливают воду в количестве 10...15 % объема полости
очищаемого трубопровода.
Скорость перемещения очистного
или разделительного устройства при промывке должна быть не менее 1 км/ч для
обеспечения безостановочного устойчивого движения устройства.
Промывка считается законченной,
когда очистное или разделительное устройство выйдет из трубопровода
неразрушенным.
10.2.6 Очистка полости
вытеснением загрязнений в потоке воды (жидкости) совмещается с удалением воды
(жидкости) после гидравлических испытаний трубопровода с пропуском
поршня-разделителя под давлением сжатого воздуха или газа. Скорость перемещения
поршня-разделителя должна быть не менее 5 км/ч.
10.3.1 Испытание
отремонтированного участка трубопровода при капитальном ремонте с заменой труб
на прочность и герметичность проводится после полной готовности всего участка:
установки арматуры и приборов, приварки катодных выводов, засыпки минеральным
грунтом.
10.3.2 Испытание
отремонтированного участка следует проводить гидравлическим (водой,
незамерзающими жидкостями), пневматическим (воздухом) или комбинированным
(воздухом и водой) способами.
Параметры испытания на прочность,
независимо от способа испытания, принимаются в соответствии с рабочим проектом.
Нефтепроводы следует испытывать, как правило, гидравлическим способом.
10.3.3 Трубопровод подвергается
циклическому гидравлическому испытанию на прочность. Количество циклов должно
быть не менее 3-х, а величина испытательного давления в каждом цикле в нижней
точке трубопровода не более гарантированного заводом испытательного давления (Рзав= 0,95sт), но не
менее Рисп = 1,1 Рраб в верхней точке.
Время выдержки трубопровода под
испытательным давлением должно составлять не менее 24 часов.
10.3.4 Проверку на герметичность
участка или нефтепровода в целом производят после испытания на прочность и
снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение времени,
необходимого для осмотра трассы (но не менее 12 ч.).
10.3.5 Нефтепровод считается
выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время
испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на
герметичность давление осталось в пределах допустимых норм и не были обнаружены
утечки.
10.3.6 При разрыве, обнаружении
утечек визуально, по звуку или с помощью приборов, участок трубопровода
подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на
герметичность.
10.3.7 После окончания испытаний
и проверки на герметичность следует удалить воду из участка трубопровода с
помощью разделителей, перемещаемых под давлением воздуха.
10.3.8 Испытанный на прочность и
проверенный на герметичность вновь проложенный участок трубопровода следует
подключить к основной магистрали и заполнить нефтью. Вытесняемый воздух следует
удалять через вантузы.
11.1 Контроль качества ремонтных
работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки
соответствия выполняемых работ требованиям проекта проведения работ, а также [11, 12, 21, 22].
11.2 Ответственность за
соблюдение качества ремонтно-восстановительных работ и составление
исполнительной документации несет инженерно-технический персонал, назначенный
соответствующим приказом организации, производящей работы по капитальному
ремонту.
11.3 Исполнительная документация
оформляется по формам, приведенным в прил. А к настоящим Правилам, и
ведется в целях подтверждения:
факта монтажа ответственных
конструкций с требуемым качеством;
факта выполнения конкретных работ
с требуемым уровнем качества;
возможности (разрешения)
производства последующих работ.
Исполнительная документация
оформляется в день производства работ. Разрешение на производство работ
оформляется непосредственно перед их началом. Не допускается оформление
исполнительной документации задним числом.
11.4 Контроль качества ремонтных
работ включает три уровня: производственный контроль, технический надзор и
инспекционный надзор.
Контролируемые показатели и формы
регистрации контроля по видам работ приведены в табл. 11.1...11.9.
11.5 Производственный контроль
качества.
Производственный контроль
проводится с целью обеспечения требуемого качества выполнения отдельных
технологических операций в соответствии с требованиями проекта, действующих
инструкций, технологических карт, норм и правил и своевременной корректировки
выполнения этих операций в случае выхода контролируемых параметров за
допустимые пределы.
Производственный контроль
качества капитального ремонта осуществляется силами и средствами
ремонтно-строительного управления: исполнителями работ и службой качества,
состоящей из инженерно-технических работников и контролеров полевых
лабораторий.
Производственный контроль
выполняется непрерывно в течение всего ремонтного процесса и включает две
стадии: входной и операционный контроль.
Результаты производственного
контроля качества капитального ремонта отражаются в исполнительной
документации: специальных журналах, актах или заключениях (прил. А). В
документах результаты контроля удостоверяются подписями контролера, исполнителя
работ и инспектора технадзора.
11.6 Технический надзор.
Целью технического надзора за
качеством ремонтно-строительных работ является контроль за обеспечением
выполнения всех проектных и технологических решений, применением современной
нормативной базы, а также внедрением передовых методов и средств инструментального
контроля.
Технический надзор должен
осуществляться и охватывать все объекты и этапы ремонтных работ - от экспертизы
проектов до проведения испытания трубопровода. Результаты контроля и
освидетельствования (приемки) скрытых работ регистрируются в журналах
выполнения соответствующих работ или оформляются актами по формам, приведенным
в прил. А.
Технический надзор осуществляется
службой технадзора, в том числе организованной в АО МН, имеющей соответствующую
лицензию Госгортехнадзора России, которая на местах производства работ создает
участки, состоящие из технических инспекторов. Состав участка определяется
объемами ремонтных работ и видами выполняемого капитального ремонта.
11.7 Инспекционный надзор.
Инспекционный надзор выполняется
на всех стадиях капитального ремонта, начиная с экспертизы проектной
документации, с целью проверки эффективности и результативности ранее
выполненных производственного контроля и технадзора.
Инспекционный надзор проводится
периодически и выборочно региональными органами Госгортехнадзора России,
действующими на основании федеральных законов и специальных положений,
утвержденных Правительством России, а также представителями АО МН, в
соответствии с должностными обязанностями.
В проведении инспекционного
надзора должны участвовать представители проектной организации (авторский
надзор).
11.8 Окончательное
освидетельствование качества капитального ремонта производится при приемке
трубопровода приемочной комиссией. Приемка отремонтированного участка
нефтепровода производится после завершения всего комплекса ремонтных работ.
Таблица 11.1 контроль качества
погрузочно-разгрузочных, транспортных работ и складирования
Наименование операции
Контролируемый показатель
Форма регистрации контроля
производственного
технического надзора
входного
операционного
1
2
3
4
5
1. Погрузка труб на трубовозы и разгрузка труб
Оснащение кранов и трубоукладчиков грузозахватными
приспособлениями
12.1 Сдача отремонтированного
участка магистрального нефтепровода заказчику должна производиться после полной
готовности участка (засыпки, обвалования или крепления, подключения новых
участков, установки арматуры и приборов, восстановления средств ЭХЗ, пикетных и
километражных знаков), проведения контроля состояния изоляции методом катодной
поляризации, проверки на прочность и герметичность, а также работ по
рекультивации в соответствии с рабочим проектом.
12.2 Приемка отремонтированного
участка нефтепровода осуществляется приемочной комиссией, назначенной
руководителем предприятия-заказчика (АО МН или РУМН).
В состав приемочной комиссии входят:
председатель
комиссии -
представитель
заказчика (эксплуатирующей организации - АО МН или РУМН);
члены комиссии:
-
представители
генерального подрядчика и субподрядчиков;
представители
проектной организации;
представители
трубопроводной инспекции Госгортехнадзора и технического надзора.
Порядок и продолжительность
работы приемочной комиссии определяются заказчиком по согласованию с
генеральным подрядчиком.
12.3 При приемке в эксплуатацию
отремонтированного участка нефтепровода комиссия должна руководствоваться
нормами, правилами, техническими условиями и другими нормативными документами,
действующими в период проектирования и производства капитального ремонта.
12.4 Запрещается приемка в
эксплуатацию отремонтированного участка с недоделками, препятствующими
безопасной эксплуатации, с отступлением от утвержденного проекта, без проверки
качества выполненных работ и без испытания замененного участка.
12.5 В процессе сдачи отремонтированного
участка генеральный подрядчик (РСУ) должен представить комиссии комплект
приемо-сдаточной документации, в состав которого входят:
перечень организаций,
участвовавших в ремонте нефтепровода, с указанием видов выполненных ими работ и
фамилий лиц, ответственных за выполнение этих работ;
сертификаты, технические паспорта
и другие документы, удостоверяющие качество материалов, труб, конструкций и
деталей, примененных при производстве ремонтных работ;
исполнительная проектная
документация - комплект рабочих чертежей на ремонт предъявляемого к приемке
участка нефтепровода с надписями о соответствии выполненных в натуре работ этим
чертежам или внесенным в них изменениям, сделанным лицами, ответственными за
производство ремонтных работ;
комплект исполнительной
производственной документации - акты об освидетельствовании скрытых работ и о
промежуточной приемке отдельных ответственных конструкций (узлов линейной
арматуры, приема и пуска очистных устройств), журналы производства работ,
материалы обследования и проверок в процессе ремонтных работ органами
государственного и другого надзора, акты об индивидуальных испытаниях
смонтированных участков согласно прил. А. При необходимости могут
быть представлены рекомендуемые документы согласно [12].
12.6 Акт приемки
отремонтированного участка нефтепровода в эксплуатацию, составляемый по форме №
36,
приведенной в прил. А, подлежит утверждению руководителем
организации заказчика (эксплуатирующей организации - АО МН или РУМН).
Датой ввода в эксплуатацию
отремонтированного участка нефтепровода считается дата подписания акта
приемочной комиссией.
12.7 После окончания работы
приемочной комиссии приемо-сдаточная документация передается заказчику и
хранится наравне с документацией по строительству нефтепровода.
13.1.1 Руководители работ по
капитальному ремонту нефтепроводов должны обеспечить выполнение требований
следующих документов [23, 24, 25, 26, 27], а также разделов
техники безопасности инструкций по эксплуатации машин, механизмов и специальных
технических средств, используемых при ремонте;
нормативных документов по
капитальному ремонту магистральных нефтепроводов;
инструкций по охране труда.
13.1.2 Ответственность за
соблюдение требований безопасности при эксплуатации машин, инструмента,
инвентаря, технологической оснастки, оборудования, а также средств коллективной
и индивидуальной защиты работающих возлагается:
за техническое состояние машин и
средств защиты - на организацию, на балансе которой они находятся;
за проведение обучения и инструктажа
по безопасности труда - на организацию, в штате которой состоят работающие;
за соблюдение требований
безопасности труда при производстве работ - на организацию, осуществляющую
работы.
13.1.3 Капитальный ремонт
подземных трубопроводов должен производиться под руководством ответственного
работника (начальника ремонтно-строительного участка, прораба, мастера РСУ или
РУМН), прошедшего проверку знаний правил производства работ в квалификационной
комиссии РСУ или РУМН и допущенного к руководству этими работами.
13.1.4 К капитальному ремонту
подземных трубопроводов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, обученные и
успешно прошедшие проверку знаний согласно [26].
13.1.5 Ремонтные работы на
магистральных нефтепроводах, входящие в перечень работ повышенной опасности и
газоопасных работ, должны производиться после оформления «Наряда-допуска на
организацию и производство работ повышенной опасности» и «Наряда-допуска на
проведение газоопасных работ», предусматривающих разработку и выполнение
комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ.
13.1.6 Наряды-допуски оформляются
в двух экземплярах и должны выдаваться на срок, необходимый для выполнения
заданного объема работ. Исправления в нарядах-допусках не допускаются. Все
наряды-допуски должны быть строго пронумерованы и учтены в специальном журнале.
Срок хранения закрытого наряда-допуска 30 дней.
13.1.7 До начала работ рабочие,
занятые ремонтом нефтепровода, должны быть проинструктированы по безопасным
методам и приемам работ лицом, ответственным за их производство, с обязательной
записью об этом в «Журнале регистрации инструктажей на рабочем месте» согласно
[26].
13.1.8 По всем профессиям и
работам технологического процесса должны быть разработаны и утверждены главным
инженером РСУ инструкции и положения по технике безопасности и пожарной
безопасности.
13.1.9 В случае введения новых
приемов работ по ремонту подземных трубопроводов, применения новых материалов,
новых видов ремонтно-строительных машин и механизмов, по которым безопасные
приемы и методы работ не предусмотрены действующими нормативно-техническими
документами по охране труда и технике безопасности, следует их разработать в АО
МН (РУМН) или РСУ в соответствии с требованиями [28].
13.1.10 Контроль воздушной среды
в траншее должен проводиться каждый раз перед началом и в процессе проведения
сварочных, огневых и изоляционных работ через каждые 2 часа.
13.1.11 Если в процессе работы в
стенках траншеи появились трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны
немедленно покинуть ее; стенку с трещинами следует обрушить, грунт удалить и
принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезание
грунта для увеличения откосов и др.).
13.1.12 Для обеспечения
возможности быстрого выхода работающих из траншеи следует устанавливать
стремянки с уклоном 1:3 с планками через 0,15...0,25 м из расчета 2 лестницы на
5 человек, работающих в траншее, и устраивать выходы (не менее двух) с
противоположных сторон.
13.1.13 Во время остановок для
перехода через траншею следует устанавливать инвентарный мостик шириной не
менее 0,8 м с перилами высотой 1 м, имеющий не менее одной промежуточной опоры.
Промежуточная опора не должна опираться на трубу и задевать ее.
13.1.14 Диспетчер РУМН должен
иметь устойчивую постоянную двустороннюю радиотелефонную связь с мастером
ремонтной колонны (бригады).
Мастер ремонтной колонны
(бригады) должен иметь устойчивую радиосвязь с участками вскрышных, очистных,
восстановительных (сварочных), изоляционных работ и участком по засыпке и
рекультивации.
13.1.15 Персонал, занятый
ремонтом трубопровода, должен быть обучен правилам и приемам оказания первой
(доврачебной) помощи.
Ремонтная колонна должна быть
обеспечена аптечкой с медикаментами и перевязочными материалами.
13.1.16 При несчастном случае
необходимо оказать первую помощь пострадавшему, вызвать скорую медицинскую
помощь, сообщить об этом непосредственному начальнику и сохранить без изменения
обстановку на рабочем месте до расследования, если это не создает угрозу для
работающих и не приведет к аварии.
13.1.17 На ремонтных участках
должны быть организованы места для приема пищи, отдыха и сна (вагончики), которые
в холодное время должны отапливаться. В вагончиках должны быть умывальники,
душ, сушилки.
13.1.18 Ремонт нефтепровода
следует проводить в светлое время суток. При продолжении работ с наступлением
темноты должна быть обеспечена требуемая освещенность рабочих мест согласно [29].
13.1.19 Рабочие должны быть
обеспечены спецодеждой и спецобувью, средствами индивидуальной защиты и
предохранительными приспособлениями согласно отраслевым нормам бесплатной
выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.
13.1.20 На месте производства
работ ремонтной колонны (звена, бригады) постоянно должен дежурить вахтовый
автотранспорт.
Транспортные средства,
предназначенные для перевозки людей, должны быть исправными и подвергаться
ежедневному контролю технического состояния.
13.1.21 Зимой для работы на
участках с поперечными уклонами и на косогорах на гусеницы землеройных и
грузоподъемных машин следует приварить скобы против бокового скольжения.
13.1.22 Перед началом работ
электростанции и сварочные агрегаты следует заземлять.
13.1.23 К управлению и
техническому обслуживанию ремонтных машин допускаются только лица, имеющие
право на управление машиной данного типа.
Все машины должны
эксплуатироваться в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.
13.1.24 При производстве работ в
охранных зонах действующих коммуникаций следует руководствоваться следующими
документами [30, 3, 4, 6, 31].
13.1.25 Переезд землеройных и
других машин над действующими коммуникациями допускается только по специально
оборудованным переездам, в местах, указанных в ППР. Эти переезды устраивают из
сборных железобетонных плит. На участках, где действующие коммуникации
заглублены менее 0,8 м, должны быть установлены знаки с надписями,
предупреждающими об особой опасности.
13.2.1 При разработке и
планировке грунта двумя и более машинами, идущими друг за другом, необходимо
соблюдать расстояние между ними не менее 14 м.
13.2.2 Во избежание повреждения
трубопровода ковшом экскаватора, не приспособленным для полного вскрытия,
необходимо разрабатывать грунт на расстоянии 0,15...0,20 м до верхней и боковых
образующих трубы.
13.2.3 Если при вскрытии
трубопровода появилась течь нефти, необходимо прекратить вскрышные работы,
заглушить экскаватор и работающие вблизи выхода нефти механизмы, персоналу уйти
из опасной зоны, доложить о случившемся руководителю работ и диспетчеру РУМН и
принять меры по предотвращению растекания нефти. Место разлива нефти должно
быть ограждено предупредительными знаками и надписями: «С огнем не
приближаться!», «Не курить!», «Опасно - нефть!», а в ночное время выставлены
сигнальные фонари.
13.2.4 При вскрытии траншеи
экскаватором грунт должен выбрасываться на расстояние не менее 0,5 м от бровки
траншеи в сухих и связанных грунтах и не менее 1 м в песчаных и увлажненных
грунтах.
13.2.5 При работе экскаватора не
разрешается производить какие-либо другие работы со стороны разрабатываемой
траншеи и находиться людям ближе 5 м от зоны максимального выдвижения ковша.
13.2.6 Во время длительных
остановок, в темное время суток и в конце смены ремонтируемый участок
нефтепровода должен опираться на лежки. В качестве лежек могут быть
использованы гидравлические, механические крепи-опоры, а также металлические
или деревянные брусья.
13.2.7 Перед засыпкой
трубопровода лицо, ответственное за безопасное проведение работ, должно
убедиться в отсутствии людей и посторонних предметов в траншее.
13.3.1 Число и грузоподъёмность
трубоукладчиков или других грузоподъёмных механизмов, а также порядок подъёма и
расстановки должны строго соответствовать ППР. Запрещается поднимать
нефтепровод одним трубоукладчиком.
13.3.2 Перед подъёмом
нефтепровода необходимо:
проверить исправность приводов
ближайших линейных задвижек и в случае неисправности отремонтировать;
произвести тщательный осмотр всех
механизмов и приспособлений, применяемых в процессе подъёма;
проверить состояние канатов,
блоков и тормозных устройств кранов-трубоукладчиков и других грузоподъёмных
механизмов и приспособлений, мягких полотенец, троллейных подвесок;
проверить сроки испытаний
грузозахватных приспособлений;
установить грузоподъёмные
механизмы вдоль трассы.
13.3.3 После проверки готовности
к работе бригады, подъёмных механизмов и приспособлений, связи (телефонной и
радио) и наличия дежурных от эксплуатирующей организации у ближайших линейных
задвижек руководитель работ с разрешения диспетчера может приступить к подъёму
нефтепровода. Запрос и разрешение должны оформляться телефонограммой.
Руководитель работ должен
информировать диспетчера об окончании работ телефонограммой.
13.3.4 Подъём (опускание)
нефтепровода следует производить плавно, без рывков.
13.3.5 При ремонте с укладкой
трубопровода на лежки в качестве лежек должны применяться деревянные бруски,
железнодорожные шпалы или опоры-крепи типа КР. Число лежек и расстояние между
ними определяется расчетом в зависимости от диаметра ремонтируемого
нефтепровода, высоты его подъёма, температуры перекачиваемой нефти. Лежки
должны быть расположены на расстоянии не менее 3 м от поперечного шва.
13.3.6 Перемещать, удалять и
укладывать лежки под нефтепровод следует баграми за специальные скобы на лежках
и только после полного торможения подъёмного механизма.
13.3.7 Запрещается выполнять
работы по подъёму и укладке нефтепровода во время гололеда, тумана, ветра со
скоростью выше 6 м/с. После ливня, затяжных дождей или сильного ветра
руководитель работ обязан убедиться в отсутствии опасных нарушений устойчивости
откосов, отдельных выступов, образования подмывов траншеи и только после этого
начинать работы.
13.3.8 При возникновении
аварийной ситуации руководитель работ обязан сообщить о случившемся диспетчеру
РУМН (который организует закрытие ближайших линейных задвижек, отключающих
ремонтируемый участок и вызов аварийно-восстановительной бригады к месту
аварии), и приступает к ликвидации нарушения герметичности нефтепровода и
локализации разлива нефти в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.
13.4.1 Все сварочные работы
должны выполняться с соблюдением требований [25, 32] и др.
13.4.2 Сварочные работы при
ремонте нефтепровода разрешается выполнять только при наличии «Наряда-допуска
на проведение огневых работ на взрывоопасных и пожароопасных объектах».
13.4.3 Оперативный контроль за
состоянием условий труда при выполнении сварочных работ должен осуществляться в
соответствии с требованиями [26].
13.4.4 До проведения сварочных
работ следует выполнить мероприятия по размагничиванию намагниченного
трубопровода.
13.4.5 При сварочных работах
воздушная среда должна контролироваться непосредственно на месте производства
сварочных работ, а также в опасной зоне с учетом возможных источников паров и
газов.
Результаты анализов заносятся в
таблицу, приложенную к наряду-допуску на проведение сварочных работ.
Контроль воздушной среды должен
проводиться в присутствии лица, ответственного за проведение сварочных работ.
13.4.6 Запрещается проводить
сварочные работы во время грозы, дождя, снегопада и при скорости ветра более 10
м/с без выполнения дополнительных мероприятий по защите рабочих мест от
воздействия этих помех.
13.4.7 Ответственными за
подготовку трубопровода к проведению сварочных работ должны быть назначены
инженерно-технические работники РУМН, а за проведение сварочных работ на
нефтепроводе - инженерно-технические работники организации-подрядчика (РСУ).
13.4.8 Допускается назначение
одного лица ответственным за подготовку и проведение сварочных работ на
нефтепроводе из числа инженерно-технических работников РУМН, РСУ, знающих
правила безопасного ведения сварочных работ в условиях взрывоопасного и
взрывопожароопасного производства.
13.4.9 Перечень должностных лиц,
имеющих право совмещать обязанности ответственных за подготовку и проведение
сварочных работ на нефтепроводах, должен быть определен приказом по АО МН
(РУМН).
13.4.10 Ответственный за
подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ обязан:
организовать выполнение и
проверку качества выполнения мероприятий по подготовке нефтепровода к
проведению сварочных работ;
обеспечить такой режим перекачки,
чтобы давление в нефтепроводе на месте производства сварочных работ не
превышало допустимых значений;
обеспечить своевременный анализ
воздушной среды на месте производства работ;
обеспечить очистку участка от
остатков нефти, старого изоляционного покрытия и других сгораемых материалов;
определить совместно с
ответственным за проведение сварочных работ опасную зону и обозначить ее
границы предупредительными знаками и надписями;
обеспечить место проведения
сварочных работ необходимыми средствами пожаротушения и защиты, которые следует
разместить в вагон-складе;
обеспечить установку манометров
на ближайших отсекающих задвижках для непрерывного контроля за давлением
перекачиваемой нефти на ремонтируемом участке нефтепровода;
обеспечить оформление и
согласование наряда-допуска на проведение огневых работ с пожарной охраной;
при отсутствии дистанционного
управления запорной арматурой организовать дежурство персонала со средствами
радиосвязи на отсекающих участок ремонта задвижках.
13.4.11 Ответственный за
проведение сварочных работ на нефтепроводе обязан:
организовать выполнение
мероприятий, указанных в наряде-допуске на проведение огневых работ;
провести инструктаж по технике
безопасности и пожарной безопасности со всеми работниками, занятыми сварочными
работами, проверить наличие у них квалификационных удостоверений и
удостоверений о проверке знаний правил техники безопасности и пожарной
безопасности;
каждый раз перед началом работ
проверять исправность и комплектность оборудования, инструмента и
приспособлений для выполнения сварочных работ;
обеспечить исполнителей работ
индивидуальными средствами защиты (противогазами, спасательными поясами,
веревками), не допускать использование спецодежды со следами масел, бензина,
керосина и других горючих жидкостей;
ознакомить исполнителей работ с планом
ликвидации возможных аварий и загораний на данном участке, разрабатываемым в
составе проекта производства работ;
руководить сварочными работами и
контролировать их выполнение;
перед началом и в процессе
выполнения работ контролировать через диспетчера РУМН или оператора НПС
значение давления перекачиваемой нефти на ремонтируемом участке и следить,
чтобы оно не превышало допустимого; в случае повышения давления немедленно
принять меры к прекращению сварочных работ;
записывать в журнал телефонограмм
извещения диспетчера РУМН или оператора НПС об установлении соответствующего
режима перекачки, а также извещения о начале и окончании сварочных работ на
нефтепроводе;
при производстве сварочных работ
в траншее определить места для страхующих (не менее двух) на бровке траншеи и
обеспечить непрерывную страховку электросварщика спасательной веревкой,
привязанной к его предохранительному поясу;
проводить анализ воздушной среды
в траншее и опасной зоне перед началом и в процессе производства работ;
в случае повышения концентрации
углеводородов выше ПДК немедленно прекратить сварочные работы;
следить за тем, чтобы во время
сварочных работ при отсутствии требуемого технологического разрыва в траншее не
находились люди, не связанные со сварочными работами, и были прекращены все
ремонтные работы;
в случае прожога стенки трубы
немедленно сообщить оператору НПС или диспетчеру РУМН и до приезда
аварийно-восстановительной бригады приступить к проведению работ по ликвидации
повреждений и тушению загорания в соответствии с планом ликвидации возможных
аварий и возгораний;
проверить по окончании сварочных
работ место работы на отсутствие очагов возможного пожара;
ежедневно заполнять журнал
сварочных работ.
13.4.12 Электросварщик,
допущенный к сварочным работам, обязан:
иметь квалификационное
удостоверение и удостоверение о проверке знаний;
ознакомиться с объёмом
предстоящих работ;
получить инструктаж и расписаться
в наряде-допуске на проведение огневых работ;
надеть поверх спецодежды
предохранительный пояс и привязать к нему конец страховочной веревки, свободный
конец которой должен быть у страхующих;
приступить к сварочным работам
только после указания ответственного за их проведение;
строго выполнять только ту
работу, которая указана в наряде-допуске;
строго выполнять требования
техники безопасности и пожарной безопасности;
уметь пользоваться первичными
средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты;
работать в костюме из
трудновоспламеняющейся ткани, использовать в необходимых случаях
диэлектрические коврики, наколенники, налокотники и наплечники (например, при
сварочных работах в потолочном положении);
прекратить сварочные работы при
возникновении опасной ситуации (прожога стенки трубы) и немедленно,
самостоятельно или при помощи страхующих, покинуть опасную зону;
после окончания работы проверить
место работы и устранить причины, которые могут привести к возникновению пожара
или взрыва.
13.5.1 Перед началом очистки и
изоляции необходимо:
проверить степень загазованности
траншеи через каждые 100 м с помощью газоанализатора;
проверить на отсутствие обрывов и
целостность изоляции на силовом кабеле очистной и изоляционной машин;
заземлить передвижную
электростанцию;
проверить надежность контакта
клеммы «Земля» на очистной и изоляционной машинах с нулевой жилой силового
кабеля;
проверить крепление и
правильность установки предохранительных щитков рабочей части очистной и
изоляционной машин;
во избежание нарушения
целостности трубопровода и поломки машины тщательно осмотреть наружную
поверхность трубы и сделать отметки хомутов, накладок, латок, вантузов и других
препятствий на трубопроводе.
13.5.2 Не допускается нахождение
рабочих в траншее во время работы ремонтных машин.
13.5.3 При очистке трубопровода с
сильно прокорродированной поверхностью во избежание проникновения металлической
пыли и частиц изоляционного покрытия в дыхательные органы и глаза машинистам
очистной и изоляционной машин следует пользоваться индивидуальными средствами
защиты (респираторами, марлевыми повязками, предохранительными очками).
13.5.4 При приготовлении
грунтовки в смесителях расплавленный и охлажденный до температуры не более 100
°С битум должен постепенно вливаться в бензин, а не наоборот.
13.5.5 При работе с грунтовками и
растворителями запрещается:
применять этилированный бензин и
бензол;
хранить и транспортировать их в
открытой таре (без герметичной закупорки);
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.
13.5.6 Рулоны изоляционных
материалов и грунтовку в трассовых условиях необходимо перевозить в специально
оборудованном транспорте (бортовых машинах и тягачах, крытых тентом).
13.5.7 При нанесении грунтовки
вручную на наружную поверхность нефтепровода производить какую-либо другую
работу, связанную с применением открытого огня ближе 50 м от этого участка,
запрещается.
13.5.8 Категорически запрещается
курить и производить действия, ведущие к появлению искр в местах приготовления,
хранения, нанесения грунтовки, а также при нанесении изоляции.
13.5.9 Рабочая площадка для
приготовления битумной мастики выбирается из расчета установки котлов на
расстоянии 150...200 м от построек и не менее 50 м от траншеи и оборудуется
удобными подъездными путями.
Вокруг котлов на расстоянии до 5
м не должно быть легковоспламеняющихся материалов и посторонних предметов.
13.5.10 В месте приготовления
битумной мастики должен постоянно находиться комплект противопожарных средств:
ящик с сухим песком (объёмом не менее 1 м3), лопаты, технический
войлок, брезент или асбестовое полотно, углекислотный огнетушитель ОУБ-7 (один
на каждый котел).
13.5.11 При возгорании в котле
битумной мастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку
(прекратить подачу топлива), а затем приступить к тушению горящей битумной
мастики, пользуясь огнетушителями или песком.
Запрещается тушить
воспламенившуюся битумную мастику водой или снегом.
13.5.12 При использовании
полимерных пленок запрещается:
разводить открытый огонь на
расстоянии ближе 50 м от мест хранения пленки и грунтовки и размещения
изоляционной машины;
перевозить людей в кузовах
транспортных средств вместе с изоляционными материалами.
13.5.13 Во время очистки и
изоляции нефтепровода в траншее необходимо:
при обнаружении утечки нефти из
нефтепровода немедленно отключить кабель, питающий очистную и изоляционную
машины и остановить работу передвижной электростанции;
выключить рабочий орган машины
при проходе препятствий (хомуты, муфты, латки, вантузы и др.);
следить, чтобы силовой
электрокабель был достаточно удален от вращающихся деталей и узлов машины;
замену резцов и прочие
наладочные, ремонтные и регулировочные работы на машине производить только
после остановки очистной и изоляционной машин, укладки трубопровода на лежки и
отключения питающего кабеля, при этом необходимо вывесить плакат: «Не включать
- работают люди!».
13.6.1 Перед началом продувки или
испытания на прочность и герметичность отремонтированного участка
магистрального трубопровода воздухом должны быть определены и обозначены
знаками опасные зоны, указанные в таблице 13.1.
Таблица 13.1 радиус опасной зоны при испытаниях воздухом
при очистке полости в обе стороны от оси
трубопровода
при очистке полости в направлении вылета ерша или
поршня
при испытании в обе стороны от трубопровода
300...500
60
800
150
500...800
60
800
200
800...1200
100
1000
250
13.6.2 При
очистке трубопроводов всех диаметров водой охранная зона устанавливается в 25 м
по обе стороны от трубопровода и в 100 м по направлению вылета
поршня-разделителя.
13.6.3 При гидравлических
испытаниях и удалении воды из трубопроводов должны быть установлены опасные
зоны согласно табл. 13.2 и обозначены на местности
предупредительными знаками.
Таблица 13.2. Радиус опасной зоны при
испытаниях водой
в направлении возможного отрыва заглушки от торца
трубопровода
300...800
75
800
800...1220
100
1000
13.6.4 Весь
персонал, привлекаемый к гидравлическим испытаниям нефтепровода, должен пройти
внеочередной инструктаж по технике безопасности и пожарной безопасности,
ознакомиться с приказом по испытанию нефтепровода, целями, задачами и
особенностями предстоящих испытаний, а также порядком действий и обязанностями
при возникновении аварийных ситуаций при испытаниях.
13.6.5 В процессе испытаний
персонал, механизмы и оборудование должны находиться за пределами охранной
зоны.
13.6.6 Для контроля за процессом
испытаний необходимо предусмотреть наземные посты наблюдения, расположение
которых устанавливается комиссией (в наиболее низкой точке профиля трассы, в
начале и конце испытываемого участка, а также в местах переходов через водные
преграды, железные и автомобильные дороги, со стороны возможного появления
людей, скота и т.д.). Посты наблюдения должны иметь связь с пунктом управления
испытаниями.
На весь период испытаний на
постах наблюдения должно быть обеспечено круглосуточное дежурство наблюдателей.
В состав каждой дежурной смены должно входить не менее двух наблюдателей.
Отлучаться с поста наблюдателям запрещается.
13.6.7 Замер параметров испытания
должен производиться дистанционными приборами, вынесенными за пределы охранной
зоны.
Допускается установка манометров
вблизи нефтепровода над поверхностью земли. В этом случае для снятия показаний
манометров должны применяться оптические средства.
13.6.8 При проведении испытаний в
темное время суток рабочие площадки, посты наблюдения, приборы, должны быть
освещены.
13.6.9 Осмотр нефтепровода с
целью выявления дефектов и повреждений разрешается только после снижения
давления до рабочего.
14.1 Организационно-технические
противопожарные мероприятия при проведении капитального ремонта подземных
трубопроводов должны выполняться с соблюдением требований следующих документов
[33,
34,
35,
14,
24].
14.2 Ответственность за
организацию и обеспечение пожарной безопасности при проведении ремонтных работ
с момента принятия нефтепровода в капитальный ремонт возлагается в целом на
начальника подрядной организации (РСУ).
Ответственность за соблюдение
безопасных режимов перекачки при производстве капитального ремонта несет
организация, эксплуатирующая нефтепровод.
14.3 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, полосы трассы в зоне движения машин
и механизмов, обеспечивающих проезд к водоемам, предназначенным для
использования при пожаротушении.
14.4 В ППР следует предусмотреть
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 трубопровода.
14.5 Начальник РСУ обязан:
организовать в подведомственных
подразделениях изучение и выполнение требований настоящих Правил и следующих
документов [33,
34,
35,
14,
24];
создать из числа работников РСУ
пожарные дружины (ПД);
организовать проведение
противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму;
установить на ремонтных участках
противопожарный режим в соответствии с требованиями настоящих Правил
(определить места для курения, установить места размещения и допустимое
количество горючих материалов, порядок проведения огневых работ и т.п.) и
контроль за его неукоснительным выполнением;
лично проводить оперативный
контроль за состоянием пожарной безопасности в местах проведения ремонтных
работ, проверять наличие и исправность технических средств предупреждения и
тушения пожаров, боеспособность ПД;
финансировать приобретение
средств пожаротушения и выполнение противопожарных мероприятий.
14.6 Ответственность за пожарную
безопасность на ремонтном участке возлагается на начальника РСК, который наряду
с выполнением общих требований пожарной безопасности обязан:
обеспечить обучение рабочих
специфическим требованиям пожарной безопасности на их рабочих местах;
руководить подготовкой ПД и ее
действиями по тушению возникших пожаров;
обеспечить исправность и
готовность к действию пожарной техники и других средств пожаротушения,
находящихся в колонне, замену использованных и пришедших в негодность первичных
средств пожаротушения;
обеспечить наличие, исправность и
проверку средств связи;
обеспечить исправное состояние
дорог, проездов и путей следования пожарной техники на участок;
обеспечить немедленный вызов
пожарных подразделений в случае пожара или опасности его возникновения при
аварии; одновременно приступить к ликвидации пожара или аварии имеющимися в
наличии силами и средствами.
14.7 Ответственность за
соблюдение установленных противопожарных мероприятий на каждом рабочем месте
возлагается на непосредственных исполнителей работ.
14.8 Все лица, поступающие на
работу в РСК, должны пройти инструктаж по вопросам пожарной безопасности на
рабочем месте.
14.9 При введении в эксплуатацию
нового оборудования, оказывающего влияние на пожарную безопасность, с рабочими
данного участка проводится дополнительный инструктаж.
14.10 На каждом ремонтном участке
должна быть инструкция «О мерах пожарной безопасности», планы ликвидации аварий
и тушения пожара, разработанные с учетом конкретных условий проведения
ремонтных работ.
14.11 РСК должна иметь в своем
составе или привлекать от РУМН следующие первичные средства пожаротушения:
пожарную автоцистерну объемом не
менее 2000 л, заполненную 5...6 % раствором пенообразователя, или цистерну с
мотопомпой МП-1600, укомплектованную рукавами, стволами и пеногенераторами;
кошму войлочную или асбестовое
полотно размером 2×2 м;
огнетушители порошковые ОПУ-10,
или углекислотные ОУ-6, ОУ-40;
лопаты, топоры, ломы.
Перечисленные средства
пожаротушения должны перемещаться вместе с РСК. Они должны быть окрашены в
соответствии с требованиями [36].
14.12 При отрицательной
температуре воздуха раствор пенообразователя в цистерне должен подогреваться
для предотвращения его замерзания. Перед сварочными работами пожарная
автоцистерна устанавливается на боевую позицию не ближе 30 м от места сварочных
работ, развертываются пожарные рукава, производится опробование качества
вырабатываемой пены, заменяется рукав подачи пены и выставляется пожарный пост
не далее 3-х м от края траншеи (котлована).
Водитель пожарной автоцистерны
должен постоянно находиться у пульта управления пожарным насосом и действовать
по команде ответственного за производство сварочных работ.
14.13 Если концентрация горючих
паров в траншее превышает предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию (5
% от нижнего концентрационного предела распространения пламени), то должны быть
прекращены все виды работ, люди оповещены о возникновении опасной ситуации (при
необходимости отведены в безопасные места), средства пожаротушения приведены в
готовность, выявлена и устранена причина загазованности. Огневые и изоляционные
работы могут быть возобновлены только при снижении концентрации горючих паров
ниже предельно допустимой взрывобезопасной концентрации (ПДВК).
14.14 Контроль за соблюдением
противопожарных требований на ремонтных участках осуществляется подразделениями
ВВО (ПЧ), которые особое внимание должны обращать на:
обеспеченность ремонтного участка
исправными средствами пожаротушения;
состояние дорог, проездов и
подъездов для пожарной техники;
наличие на рабочих местах
инструкций по мерам пожарной безопасности.
14.15 Результаты проверки
подразделениями ВВО (ПЧ) противопожарного состояния ремонтных участков
оформляются актами, в которых указываются мероприятия, необходимые для
устранения выявленных недочетов, сроки выполнения и ответственные лица. Сроки и
ответственные за выполнение мероприятий назначаются по согласованию с
начальником участка.
14.16 В случае возникновения
пожара необходимо:
доложить о случившемся
диспетчеру, который высылает к месту пожара команду ВВО (ПЧ) (при необходимости
команды ВВО (ПЧ) соседних НПС, пожарные подразделения МВД) и принимает меры к
быстрому перекрытию задвижек на магистральном нефтепроводе;
действовать согласно плану
ликвидации возможных аварий при производстве ремонтных работ.
14.17 После тушения пожара и
устранения выхода нефти из трубопровода в траншею место аварии надо очистить от
горючих веществ и произвести замер концентрации паров с помощью газоанализатора.
Возобновление сварочных работ разрешается только при концентрации паров в
траншее ниже ПДВК.
15.1 При капитальном ремонте
магистральных нефтепроводов необходимо строго соблюдать требования по защите
окружающей среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не
нарушать условия землепользования, установленные законодательством по охране
природы.
15.2 На всех этапах капитального
ремонта магистральных нефтепроводов следует выполнять мероприятия,
предотвращающие:
развитие неблагоприятных
рельефообразующих процессов;
изменение естественного
поверхностного стока;
загорание естественной
растительности и торфяников;
захламление территории
строительными и другими отходами;
разлив горюче-смазочных
материалов, слив отработанного масла, мойку автомобилей в неустановленных
местах и т.п.
15.3 Подрядная организация,
выполняющая ремонт, несет ответственность за соблюдение проектных решений,
связанных с охраной окружающей природной среды, а также за соблюдение
государственного законодательства по охране природы.
15.4 С целью уменьшения
воздействия на окружающую среду все ремонтные работы должны выполняться в
пределах полосы отвода земли, определенной проектом.
15.5 Проведение ремонтных работ,
движение машин и механизмов, складирование и хранение материалов в местах, не
предусмотренных проектом производства работ, запрещается.
15.6 Мероприятия по
предотвращению эрозии почв, оврагообразования, а также защитные
противообвальные и противооползневые мероприятия должны выполняться в строгом
соответствии с проектными решениями.
15.7 Плодородный слой почвы на
площади, занимаемой траншеями и котлованами, до начала основных земляных работ
необходимо снять и переместить во временные отвалы для последующего
восстановления (рекультивации).
15.8 Снятие, перемещение,
хранение и обратное нанесение плодородного слоя почвы должны выполняться
методами, исключающими перемешивание его с минеральным грунтом, а также потерю
при перемещениях.
15.9 Не допускается использование
плодородного слоя почвы для устройства подсыпок, перемычек и других временных
земляных сооружений.
15.10 Конструкции временных дорог
(подъездных, вдольтрассовых и технологических) должны исключать нарушение
существующего гидрологического режима. При пересечении временными дорогами малых
водотоков должны устраиваться водопропускные сооружения.
15.11 Воду, вытесненную из
трубопровода, не допускается сливать в реки, озера, другие водоемы и на
открытый грунт без предварительной очистки.
15.12 После окончания основных
работ подрядная организация должна восстановить водосборные канавы, дренажные
системы, снегозадерживающие сооружения и дороги, расположенные в пределах
полосы отвода земель или пересекающих эту полосу, а также придать местности
проектный или восстановить природный ландшафт.
21. СНиП
3.01.01-85. Организация строительного производства. - М.: Стройиздат, 1985.
22. ВСН
012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль
качества и приемка работ. - М.: Миннефтегазстрой, ВНИИСТ, 1990.
23. ВСН
31-81. Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах
магистральных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности. - М.:
ВНИИСПТнефть, 1984.
Форма 18. Акт на заварку
технологических отверстий.
Форма 19. Акт на приемку уложенного
и забалластированного трубопровода.
Форма 20. Акт на скрытые работы по
восстановлению средств электрохимзащиты.
Форма 21. Акт на скрытые работы при
ремонте (в т.ч. с заменой и устройством) анодного заземления.
Форма 22. Акт на скрытые работы при
ремонте (в т.ч. с заменой и устройством) протекторной защиты.
Форма 23. Акт на скрытые работы при
замене (прокладке) кабеля.
Форма 24. Акт на скрытые работы при
восстановлении контрольно-измерительных пунктов.
*- журнал составляется отдельно для сварки труб в
секции, для сварки плетей, ремонтных работ на трассе.
5 Исполнительная приемо-сдаточная
документация, составленная службами контроля качества.
Форма 25. Заключение по проверке
качества сварных соединений физическими методами контроля.
Форма 26. Заключение по
ультразвуковому контролю качества сварных соединений (наплавка).
Форма 27. Заключение о результатах
механических испытаний контрольных и допускных сварных соединений.
Форма 28. Акт о контроле сплошности
изоляционного покрытия засыпанного трубопровода.
Форма 29. Акт оценки качества
изоляции отремонтированных подземных участков трубопровода методом катодной
поляризации.
III При
производстве капитального ремонта исполнителем работ заполняется текущая
документация, являющаяся исполнительной производственной документацией, но не
предъявляемая приемочной комиссии. Текущая документация предъявляется
заказчику, инспектирующим организациям по их требованию. В состав текущей
документации входит:
3.
Ведомость пересечений ремонтируемого участка нефтепровода с коммуникациями с
указанием пикетов пересечений и технические условия от владельцев
коммуникаций на производство работ в зоне пересечений:
о том, что произведено
уточнение положения трубопровода согласно «Инструкции о порядке закреплений и
сдачи заказчиком трасс магистральных трубопроводов, площадок жилищного
строительства и внеплощадочных коммуникаций» и выполнены следующие работы:
1 Установлены дополнительные
знаки (вехи, столбы и пр.) на оси трассы и по границам ремонтной полосы.
2 Произведена разбивка пикетажа
на участке от ПК________________________до ПК
_______________________по всей
трассе, в местах переходов через естественные и искусственные препятствия и
подземные коммуникации на ПК___________________________.
3 Установлены дополнительные
реперы на ПК_______________________________________
4 Закреплены оси трасс
коммуникаций__________________________________, проходящих в одном
техническом коридоре, ось вновь прокладываемой трассы при капитальном ремонте
с заменой труб.
Ответственность
за сохранность знаков после закрепления возлагается на подрядную организацию.
Сдал:
Представитель проектной
_________________________ ___________ ______________
организации (должность, организация, Ф.И.О.) (подпись) (дата)
завершение которых
технологически необходимо для начала указанных выше основных работ в пределах
полосы отвода, в том числе и закрепление трассы нефтепровода, выполнены в
полном объеме, в соответствии с проектом, чертежом №_______________,
действующими нормами и правилами и приняты по акту №________, журналу
№____________от__________________
(дата)
М.П.
Руководитель заказчика_____________________ ______________ ________________
(Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Руководитель подрядной
организации ____________________ ______________
________________
снятие и нанесение плодородного
слоя почвы и потенциально-плодородных пород (с указанием площади и его
толщины)____________________________________________
Все работы выполнены в
соответствии с утвержденными проектными материалами,
журналом свайных работ и
исполнительной схемой фундаментов.
На фундаменты
установлены___________________________________________
(перечислить
задвижки и другое оборудование с указанием диаметров)
Сварочно-монтажные работы
выполнены в соответствии с требованиями нормативных документов и приняты
актом-разрешением на изоляцию №____от «____»_______________г.
Записи о проведенных
изоляционных работах приведены в журнале изоляционных работ.
Все работы по монтажу, сварке и
изоляции_______________________________узла
__________________________выполнены
в соответствии с действующими нормами и правилами, требованиями проекта,
рабочие чертежи №______________.
Проверка сплошности
изоляционного покрытия искровым дефектоскопом показала отсутствие дефектов.
Разрешается наладка технологического оборудования и засыпка______________________________________узла___________________________
Приложение: Акт гидравлического
испытания на прочность и герметичность запорной арматуры до монтажа.
Представитель заказчика _________________ ______________
______________
до км________ПК____________общей
протяженностью______________м,
_____________________________в
соответствии с требованиями СНиП III-42-80*,
площадке______________)
проекта______________________,
специальной инструкции, согласованной и утвержденной
«_____»_____________________г.
в установленном порядке. Испытание на прочность выполнено при давлении в
нижней точке ПК__________МПа, в верхней точке ПК__________МПа.
Число циклов______.
Время выдержки под
испытательным давлением в первом цикле составило_____часов.
Время выдержки под
испытательным давлением во втором цикле составило____часов.
В течение испытания давление
измерялось техническими манометрами №№_____или дистанционными приборами
№№___________, самопишущими манометрами №№__________пломбированными, имеющими
паспорта, класс точности приборов____________со шкалой
деления______________________________________
до
км________ПК____________общей протяженностью______________м,
_____________________________в
соответствии с требованиями СНиП III-42-80*,
площадке______________)
проекта______________________,
специальной инструкции, согласованной и утвержденной
«_____»_____________________г.
в установленном порядке.
В течение испытания давление
измерялось техническими манометрами №№_____или дистанционными приборами
№№__________, самопишущими манометрами №№___________
опломбированными, имеющими
паспорта, класс точности приборов______со шкалой
и представитель службы контроля
качества_____________________________
(должность,
Ф.И.О.)
составили настоящий акт о том, что
в нашем присутствии произведена сварка контрольного стыка бригадой сварщиков
в составе:
Ф.И.О. сварщика
Клеймо №
Марки применяемых сварочных материалов
Режим сварки
Сборка и
сварка произведена в полном соответствии с технологической проектной
документацией (технологической картой №____проекта производства работ) в
условиях, аналогичных проектным.
На основании заключения
№_____от «_____»________________г. о результатах механических испытаний и
заключения №_____от «_____»__________________г. по проверке качества
контрольного стыка физическими методами контроля технологический процесс
сварки считается аттестованным.
________________и представитель службы контроля
качества__________________
(должность,
Ф.И.О.)
_____________________________составили
настоящий акт о том, что в нашем присутствии
произведена
сварка гарантийного стыка на ПК________км_________нефтепровода.
Сборка и сварка стыка
произведены в полном соответствии с требованиями нормативных
документов__________________________________________, о чем произведены
записи в журнале сварочных работ.
___________, производитель работ по
балластировке_____________________________
(должность, Ф.И.О.)
_____________, производитель работ по монтажу
КИП____________________________
(должность, Ф.И.О.)
_____________________составили настоящий акт
о том, что на участке нефтепровода
от ПК__________км__________до
ПК__________км__________
от ПК__________км__________до
ПК__________км__________
от ПК__________км__________до
ПК__________км__________
общей
протяженностью_______________м выполнен комплекс работ по изоляции, укладке,
балластировке
(закреплению на проектных отметках), монтажу соединительных проводов КИП.
Изоляционное покрытие
представляет собой_________________________________
____________тип
изоляции толщиной___________мм с оберткой____________
(указать вид обертки)
_______________нанесенной
в__________слоя.
Изоляционное покрытие выполнено
в соответствии с требованиями проекта, рабочие чертежи №______________.
Проверка качества очистки и праймирования производилась
Для предохранения изоляционного
покрытия от повреждений в соответствии с проектом
под__________________установлены_____________________________________________
(утяжелители,
анкеры) (защитные коврики, деревянные маты и др.)
Повреждения изоляционного
покрытия после установки средств балластировки ликвидированы, о чем сделаны
записи в журнале производства работ.
Соединительные провода контрольно-измерительных
пунктов выполнены из проводов сечением _______________и присоединены к
нефтепроводу на ПК___________________________
о том, что
работы по протекторной установке выполнены на участке км/ПК______________
нефтепровода______________________
в соответствии с проектом электрооборудования по чертежу
№___________________, разработанным_______________________________
(наименование
проектной организации)
«____»______________________г.
Все соединения выполнены способом_______________
и заизолированы__________________.___________________________________________.
Отступления от
проекта_____________________________________________________
К акту
прилагаются план-схема расположения протекторной установки и результаты
измерений сопротивления цепи протектор-трубопровод, удельного сопротивления
грунта, токоотдачи и разности потенциалов труба-земля.
Представитель
технадзора заказчика ______________
____________ __________
(Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Представитель эксплуатирующей
организации______________ ____________
__________
(Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Представитель ремонтной
организации_____________ _____________ __________
о том, что
работы по КИП выполнены в соответствии с проектом электрооборудования по
чертежам №______________, разработанным__________________________________
(наименование
проектной организации)
«____»____________г.
Все соединения выполнены способом__________________
_________,
заизолированы______________________________и имеют маркировку.
Отступления от проекта___________________________________________
________________и
представитель службы контроля качества______________________
(должность, Ф.И.О.)
_______________________________________составили
настоящий акт о том, что на участке трубопровода
протяженностью_________________м от км____________________
с
оберткой_________________________в___________________слоев.
(тип)
В результате
проверки по данным прибора обнаружены повреждения изоляционного покрытия
в________________местах на ПК____________________________________
Все
повреждения изоляционного покрытия исправлены, проверены искровым
дефектоскопом марки_________, зав. №________, дата поверки________, о чем
сделана запись в журнале изоляционно-укладочных работ.
Представитель технадзора
заказчика_____________ ___________ _____________
(Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Производитель работ _____________ ___________ ______________
(Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Представитель службы
контроля качества _____________
___________ ______________
о том, что
проведены электрометрические измерения для определения оценки качества
изоляции отремонтированного участка от км/ПК________________до км/ПК_______________,
трубопровода, перехода через___________________, отвода
от____________________общей протяженностью ____________________м, диаметр
трубы________________мм, толщина стенки___________________мм, марка
стали__________, удельное электрическое сопротивление_______Ом/м.
Вид, тип и конструкция
защитного покрытия________________________.
Тип окружающего
трубопровод грунта________________________________.
Среднее
удельное сопротивление грунта на длине участка____________Ом×м.
Дата укладки и засыпки участка
«_____»_________________________г.
Место подключения источника
постоянного тока__________________км.
настоящий акт о
том, что на участке трубопровода общей протяженностью_________м
от км____________________ПК до
км____________________ПК
от км____________________ПК до
км _____________________ПК
от км____________________ПК до
км ____________________ПК
произведена
засыпка трубпровода в соответствии с требованиями проекта и рабочих чертежей
№___________________________________________________________.
На участках общей
протяженностью_________________________________м.
от км____________________ПК до
км ____________________ПК
от км____________________ПК до
км ____________________ПК
засыпка
произведена грунтом с гранулометрическими размерами, не превышающих
требования СНиП _______________________________.
На участках общей
протяженностью________________________________________м.
от км____________________ПК до
км____________________ПК
от км____________________ПК до
км____________________ПК
выполнена
присыпка уложенного нефтепровода для защиты от повреждений измельченным
грунтом толщиной слоя__________________см, после чего выполнена засыпка
грунтом с фракциями, превышающими требования строительных норм и правил.
На основании изложенного
засыпка трубопровода на указанных участках считается принятой.
Представитель
заказчика ________________________ __________ ________
(должность,
организация, Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Производитель
работ ________________________ __________ ________
Перечисленные секции (звеньев)
сварены из труб, соответствующих проекту на данный участок, проконтролированы
в соответствии с требованиями проекта и действующих норм и правил, не имеют
на момент отправки механических повреждений, дефектов и повреждений изоляции
(в случае отправки секций изолированных труб).
На
основании рассмотрения представленной генеральным подрядчиком документации и
осмотра предъявленного к приёмке отремонтированного участка нефтепровода в
натуре рабочая комиссия устанавливает следующее:
а) капитальный ремонт
предъявленного к приемке в эксплуатацию участка нефтепровода осуществлен с
отступлением / без отступления от утвержденного технического проекта
Работы по капитальному ремонту
участка нефтепровода______________________
________________________________________________________________выполнены
в соответствии с проектом, строительными нормами и правилами и отвечают
требованиям приёмки в эксплуатацию отремонтированных объектов.
Предъявленный к приемке участок
нефтепровода______________________диметром ________мм от
км/ПК__________________до км/ПК___________________общей протяженностью
______________км считать принятым в эксплуатацию с общей оценкой качества
выполненных работ:_________________________________________.
(отлично,
хорошо, удовлетворительно)
Приложения к
акту:_______________________ ___________________________
Настоящий документ представляет
комплект типовых технологических карт на капитальный ремонт магистральных
нефтепроводов диаметрами 219...1220 мм в нормальных условиях.
Комплект типовых технологических
карт разработан на производство работ при следующих видах ремонта:
капитальный ремонт с заменой
изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки труб;
капитальный ремонт с заменой
труб;
выборочный ремонт.
Технологические операции при
капитальном ремонте нефтепровода выполняются механизированной колонной,
оснащенной согласно РД 39-00147105-011-97 «Табель технического оснащения служб
капитального ремонта магистральных нефтепроводов».
При изменении производственных
условий, технологии и других исходных положений типовые технологические карты
должны быть скорректированы и приведены к изменившимся условиям производства
работ или технологии.
Типовые технологические карты
предназначены для проектных организаций и организаций, разрабатывающих проекты
производства работ, для исполнителей работ (мастеров и рабочих) в качестве
руководства при выполнении капитального ремонта нефтепроводов.
Капитальный ремонт магистральных
нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия проводится следующими способами:
с подъемом нефтепровода в
траншее;
с подъемом и укладкой нефтепровода
на лежки в траншее;
без подъема нефтепровода с
сохранением его положения.
Б 2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА С ПОДЪЕМОМ НЕФТЕПРОВОДА
В ТРАНШЕЕ И ЗАМЕНОЙ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема капитального ремонта с
подъемом в траншее рекомендуется для нефтепроводов диаметрами 219...720 мм при
замене дефектного изоляционного покрытия без восстановления стенки трубы.
Ремонт проводится без остановки
перекачки при внутреннем давлении до 2,5 МПа. Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 1.
Б 2.2
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА С ПОДЪЕМОМ И УКЛАДКОЙ НЕФТЕПРОВОДА НА ЛЕЖКИ В
ТРАНШЕЕ
ОБЛАСТЬ И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема капитального ремонта с
подъемом и укладкой нефтепровода на лежки в траншее рекомендуется для
нефтепроводов диаметрами 219...720 мм при замене дефектного изоляционного
покрытия с восстановлением стенки трубы (зачисткой, заваркой язв или приваркой
усилительных элементов).
Подъем и укладка нефтепровода на
лежки проводятся при остановленной перекачке.
Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 2.
Б 2.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА БЕЗ ПОДЪЕМА
НЕФТЕПРОВОДА С СОХРАНЕНИЕМ ЕГО ПОЛОЖЕНИЯ
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема капитального ремонта без
подъема нефтепровода с сохранением его положения рекомендуется для
нефтепроводов диаметрами 720 мм и более при замене изоляционного покрытия с
восстановлением или без восстановления стенки трубы. Ремонт проводится без
остановки перекачки при внутреннем давлении до 2,5 МПа. Последовательность
выполнения ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 3.
ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 1
РЕМОНТ С ПОДЪЕМОМ НЕФТЕПРОВОДА В ТРАНШЕЕ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1 Определить положение нефтепровода и установить
вешки.
Вешки установить через каждые 50 м, а при неровном
рельефе местности - через каждые 25 м; в местах изменения рельефа, в вершинах
углов поворотов трассы, в местах пересечений с подземными коммуникациями, в
местах расположения объектов ЭХЗ, на границах разработки грунта вручную,
перед началом и в конце участка вскрышных работ.
Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезические службы заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Высота вешек - 1,5 м. На вешках указать глубину
заложения трубы (от поверхности земли до нижней образующей трубы).
При невозможности определения местоположения
трассоискателем, провести шурфование. Сдача трассы проводится по акту
2 Снять плодородный слой почвы и переместить его во
временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
дальность перемещения во временный отвал - м;
расположение отвала от оси трубы -
Бульдозер
Машинист бульдозера, разнорабочий
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машиниста бульдозера с особенностями участка под роспись
3 Провести планировку полосы трассы в зоне движения
ремонтно-строительной колонны
Бульдозер
Машинист бульдозера
4 Восстановить вешки, определяющие положение
нефтепровода и коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре
Теодолит (нивелир), трассоискатель, вешки
Мастер, геодезист, разнорабочий
5 Вскрыть нефтепровод до нижней образующей,
минеральный грунт уложить с одной стороны траншеи.
Схема производства земляных работ приведена на рис. Б.1
Машина для вскрытия трубопровода МВТ или
одноковшовый экскаватор
Машинист МВТ или экскаватора, помощник машиниста
экскаватора
Расстояние от отвала минерального грунта до бровки
траншеи должно быть не менее 0,5 м. Во избежание повреждения нефтепровода
расстояние между и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,15...0,20 м
6 Провести предварительный осмотр технического
состояния нефтепровода, определить места расположения дефектов, обнаруженных
при диагностике, и при необходимости провести их ремонт
Технологические параметры колонны должны
соответствовать значениям табл. Б.1. Краны-трубоукладчики должны быть снабжены
троллейными роликоканатными подвесками
9. Смонтировать на нефтепроводе очистную и
изоляционную машины, проверить их работу на холостом ходу. Монтаж машин
проводить с разработкой приямков. В случае монтажа с подъемом трубы - подъем
проводить по согласованию с диспетчерской службой РУМН
Очистная и изоляционная машины, кран-трубоукладчик,
радиосвязь, электростанция
Степень очистки поверхности нефтепровода должна
соответствовать требованиям ВСН
008-88 и типу наносимого изоляционного покрытия
12. Осуществить контроль качества изоляционного
покрытия визуально и дефектоскопом (на сплошность).
При выполнении контрольных замеров все работы
прекращаются. При автоматическом контроле разрешается непрерывная работа
Дефектоскоп
Дефектоскопист
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
13. Заизолированный участок уложить в траншею
Краны-трубоуклачики
Машинисты трубоукладчиков
14. Восстановить средства электрохимзащиты
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик, слесарь КИП и А
15. Присыпать нефтепровод мягким или размельченным
грунтом
Бульдозер
Машинист бульдозера
Грунт не должен содержать камней, крупных комьев
16. Провести окончательную засыпку траншеи
минеральным грунтом.
При наличии горизонтальных кривых на нефтепроводе
вначале засыпать криволинейный участок, начиная от его середины в обе
стороны, а затем остальную часть
Бульдозер
Машинист бульдозера
Засыпку траншеи можно выполнить без уплотнения
грунта с отсыпкой валика высотой, учитывающей последующую осадку грунта
17. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы
бульдозером.
При обратном движении спланировать трассу опущенным
отвалом бульдозера
Бульдозер
Машинист бульдозера
18. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений, при необходимости
провести ремонт дефектов
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
Усилия подъема нефтепровода грузоподъемными
механизмами, кН
D
n
h1
h2
l
L
P1
Р2
219
3
0,63
1,01
13,0
59,0
19,9
8,0
273
3
0,77
1,20
14,0
67,0
25,6
12,0
325
3
0,73
1,11
15,0
72,0
33,1
17,0
377
3
0,70
1,03
16,0
77,0
51,4
25,0
426
3
0,68
1,01
17,0
82,0
62,1
33,0
530
4
0,66
1,17
20,0
112,0
97,2
60,0
630
4
0,65
1,10
20,0
115,0
129,0
80,0
720
4
0,63
1,02
20,0
118,0
174,0
100,0
Рис. Б.1 Разработка грунта до нижней образующей трубопровода
Рис. Б.2 Схема производства изоляционных работ
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 2
РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА С ПОДЪЕМОМ И УКЛАДКОЙ НА ЛЕЖКИ В
ТРАНШЕЕ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение нефтепровода и установить
вешки.
Вешки установить через каждые 50 м, а при неровном
рельефе местности - через каждые 25 м; в местах изменения рельефа, в вершинах
углов поворотов трассы, в местах пересечений с подземными коммуникациями, в
местах расположения объектов ЭХЗ, на границах разработки грунта вручную,
перед началом и в конце участка вскрышных работ.
Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика и других
заинтересованных организаций
Высота вешек - 1,5 м. На вешках указать глубину
заложения трубы (от поверхности земли до нижней образующей трубы).
При невозможности определения местоположения
трассоискателем, провести шурфование. Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы и переместить его во
временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубопровода - ;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера, разнорабочий
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машиниста бульдозера с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку полосы трассы в зоне движения
ремонтно-строительной колонны
Бульдозер
Машинист бульдозера
4. Восстановить вешки, определяющие положение
нефтепровода и коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре
Теодолит (нивелир), трассоискатель, вешки
Мастер, геодезист, разнорабочий
5. Вскрыть нефтепровод до нижней образующей,
минеральный грунт уложить с одной стороны траншеи. Схема производства
земляных работ приведена на рис. Б.1
Машина для вскрытия трубопровода МВТ или
одноковшовый экскаватор
Машинист МВТ или экскаватора, помощник машиниста
экскаватора
Расстояние от отвала минерального грунта до бровки
траншеи должно быть не менее 0,5 м.
Во избежание повреждения нефтепровода расстояние
между трубой и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,15...0,20 м
6. Провести предварительный осмотр технического
состояния нефтепровода, определить места расположения дефектов, обнаруженных
при диагностике, и провести ремонт их при необходимости
Машинисты трубоукладчиков, машинист очистной машины,
помощник машиниста очистной машины
Технологические параметры определяются расчетным
путем по РД 39-00147105-016-98 «Методика расчета прочности и устойчивости
ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом
дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании».
Очистная машина должна находиться на расстоянии 2 …
3 м от второго трубоукладчика
Работы вести согласно инструкциям по приготовлению и
нанесению покрытий и инструкции по эксплуатации машины
13. Провести расстановку грузоподъемных механизмов с
соблюдением технологических параметров ремонтной колонны (табл. Б.1),
смонтировать на нефтепроводе очистную и изоляционную машины (рис. Б.3),
проверить их работу на холостом ходу.
Монтаж машин проводить с разработкой приямков.
В случае монтажа с подъемом трубы - подъем проводить
по согласованию с диспетчерской службой РУМН
Краны-трубоукладчики, троллейные роликоканатные
подвески, очистная и изоляционная машины, радиостанция, электростанция
2...3 м - от очистной машины до первого
трубоукладчика;
2...3 м - от изоляционной машины до последнего
трубоукладчика
14. Поднять нефтепровод одновременно всеми
грузоподъемными механизмами; убрать лежки из-под нефтепровода на бровку
траншеи с помощью багров. Не допускается нахождение людей в траншее во время
изоляционно-укладочных работ
Подъем нефтепровода осуществлять плавно, без рывков.
Усилие на крюках трубоукладчиков контролировать динамометрами. Все работы
проводить по письменному разрешению диспетчера РУМН
15. Почистить нефтепровод и нанести новое
изоляционное покрытие за один проход колонны
Степень очистки поверхности нефтепровода должна
соответствовать требованиям ВСН
008-88 и типу наносимого изоляционного покрытия
16. Осуществить контроль качества изоляционного
покрытия визуально и дефектоскопом на сплошность. При выполнении контрольных
замеров все работы прекращаются. При автоматическом контроле разрешается
непрерывная работа
Дефектоскоп
Дефектоскопист
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
17. Заизолированный участок уложить в траншею
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков
18. Восстановить средства электрохимзащиты
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик, слесарь КИП и А
19. Присыпать нефтепровод мягким или размельченным
грунтом
Бульдозер
Машинист бульдозера
Грунт не должен содержать камней, крупных комьев
20. Провести окончательную засыпку траншеи
минеральным грунтом.
При наличии горизонтальных кривых на нефтепроводе
вначале засыпать криволинейный участок, начиная от его середины в обе
стороны, а затем остальную часть
Бульдозер
Машинист бульдозера
Засыпку траншеи можно выполнить без уплотнения
грунта с отсыпкой валика высотой, учитывающей последующую осадку грунта
21. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы
бульдозером.
При обратном движении спланировать трассу опущенным
отвалом бульдозера
Бульдозер
Машинист бульдозера
22. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений, при необходимости
провести ремонт дефектов
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
Рис. Б.3 Схема производства изоляционных работ
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА №3
РЕМОНТ БЕЗ ПОДЪЕМА НЕФТЕПРОВОДА С СОХРАНЕНИЕМ ЕГО ПОЛОЖЕНИЯ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1 .Определить положение нефтепровода и установить
вешки.
Вешки установить через каждые 50 м, а при неровном
рельефе местности - через каждые 25 м Вешки установить в местах изменения
рельефа, вершинах углов поворотов трассы, в местах пересечений с подземными
коммуникациями, в местах расположения объектов ЭХЗ, на границах разработки грунта
вручную, перед началом и в конце участка вскрышных работ.
Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Высота вешек - 1,5 м. На вешках указать глубину
заложения трубы (от поверхности земли до нижней образующей трубы).
При невозможности определения местоположения
трассоискателем, провести шурфование. Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы и переместить его во
временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубы - ;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера, разнорабочий
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машиниста бульдозера с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку полосы трассы в зоне движения
ремонтно-строительной колонны
Бульдозер
Машинист бульдозера
4. Восстановить вешки, определяющие положение
нефтепровода и коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре
Теодолит (нивелир), трассоискатель, вешки
Мастер, геодезист, разнорабочий
5. Разработать траншею ниже нижней образующей
нефтепровода (рис. Б.4).
Экскаватор № 1 снимает слой грунта над нефтепроводом
и разрабатывает грунт с одной стороны нефтепровода на заданную глубину от
нижней образующей трубы, укладывает грунт во временный отвал. Экскаватор № 2
разрабатывает грунт с другой стороны на ту же глубину, укладывает грунт во
временный отвал.
Расстояние между экскаваторами должно быть не менее
14 м для обеспечения безопасной работы
Глубина траншеи определяется расчетом, исходя из
условия размещения грунта из-под нефтепровода в боковых приямках и
обеспечения свободной зоны вокруг нефтепровода 0,5 м со всех сторон. Грунт
располагать не ближе 0,5 м от края траншеи во избежание обвала грунта в
траншею, а также обрушения стенок траншеи.
Во избежание повреждения трубопровода расстояние
между трубой и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,15…0,20 м.
При вскрытии трубопровода в «задел» следует
оставлять грунтовые перемычку через 20...50 м длиной 1 м
6. Провести предварительный осмотр технического
состояния нефтепровода, определить места расположения дефектов, обнаруженных
при диагностике и провести ремонт их при необходимости
Следует принять меры против возможного обрушения
траншеи, по обустройству рабочих мест средствами индивидуальной и
коллективной защиты
7. Провести расстановку грузоподъемных механизмов с
соблюдением технологических параметров ремонтной колонны, смонтировать
подкапывающую, очистную и изоляционную машины (рис. Б.5)
Подготовить изоляционные материалы, заправить
изоляционные машины
Краны-трубоукладчики, троллейные подвески или
полотенца, стрелы-опоры, очистная машина, изоляционная машина, подкапывающая
машина, изоляционные материалы
Количество грузоподъемных механизмов,
технологические параметры определяются по РД 39-00147105-016-98 «Методика
расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков
магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при
диагностическом обследовании».
Работы по подготовке изоляционных материалов вести
согласно инструкциям по приготовлению и нанесению покрытий.
8. Разработать грунт под трубой на расчетную длину
Машина подкапывающая
Машинист подкапывающей машины
Длина вскрытого участка рассчитывается по РД
39-00147105-016-98 «Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых
линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных
при диагностическом обследовании»
9. Осуществить поддержку вскрытого участка
нефтепровода кранами-трубоукладчиками, снабженными стрелами-опорами
Краны-трубоукладчики, стрелы-опоры, троллейные
подвески или полотенца
Машинист трубоукладчика, слесарь-трубопроводчик
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН.
Усилие на крюках трубоукладчиков контролировать
динамометром
10. На подкопанном участке провести очистку
нефтепровода от старой изоляции, земли, ржавчины
Очистная машина, электростанция
Машинист очистной машины, машинист электростанции
11. Провести осмотр и обозначить мелом дефекты
стенки трубы, выявленные при обследовании
Мастер, представитель технадзора
По результатам осмотра составить акт
12. Выполнить ремонтные работы по восстановлению
несущей способности стенки трубы
14. Нанести изоляционное покрытие на очищенном
участке нефтепровода
Изоляционная машина
Машинист изоляционной машины
15. Заизолированный участок присыпать мягким или
размельченным грунтом с обеих сторон траншеи. Перед засыпкой провести
восстановление средств электрохимзащиты
Бульдозер, сварочный агрегат, электроды
Машинист изоляционной машины
Грунт присыпки не должен закрывать верхнюю
образующую нефтепровода или быть ниже оси нефтепровода
16. На присыпанном участке установить машину для
подбивки грунта под нефтепровод и провести подбивку
Машина для подбивки грунта
Машинист бульдозера, сварщик, слесарь КИП и А
При уплотнении грунта следить за сохранностью
изоляционного покрытия трубы
17. Засыпать траншею минеральным грунтом.
При наличии горизонтальных кривых на трубопроводе
вначале засыпать криволинейный участок, начиная от его середины в обе
стороны, а затем остальную часть
Бульдозер
Машина для подбивки грунта
Засыпку траншеи можно выполнить без уплотнения
грунта с отсыпкой валика высотой учитывающей последующую осадку грунта
18. Далее повторить работы согласно пп. 8...17
19. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы
поперечными ходами бульдозера.
При обратном движении провести планировку трассы
опушенным отвалом бульдозера.
Бульдозер
Машинист бульдозера
20. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений, при необходимости
провести ремонт дефектов
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
Примечания:
1. Расстояние между экскаваторами должно быть не
менее 14 м для обеспечения безопасной работы каждого.
2. На разрезе III-III
бульдозер и экскаваторы условно не показаны.
Рис. Б.4
Разработка грунта ниже образующей трубопровода
Рис. Б.4
Разработка грунта ниже образующей трубопровода
Капитальный ремонт магистральных
нефтепроводов с заменой труб проводится следующими способами:
путем укладки в совмещенную
траншею вновь прокладываемого участка нефтепровода рядом с заменяемым с
последующим демонтажом последнего;
путем укладки в отдельную траншею
вновь прокладываемого участка нефтепровода, с последующим вскрытием и
демонтажом заменяемого, в пределах существующего коридора технических
коммуникаций;
путем демонтажа заменяемого
нефтепровода и укладки вновь прокладываемого нефтепровода в существующую или
вновь разработанную траншею.
Б 3.1
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА С ЗАМЕНОЙ ТРУБ ПУТЕМ УКЛАДКИ В СОВМЕЩЕННУЮ
ТРАНШЕЮ
ОБЛАСТЬ И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема капитального ремонта с
заменой труб путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка
рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего рекомендуется для
нефтепроводов диаметрами 219...1220 мм. Последовательность выполнения ремонтных
работ приведена в типовой технологической карте № 4.
Б 3.2
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДА С ЗАМЕНОЙ ТРУБ ПУТЕМ УКЛАДКИ В
ОТДЕЛЬНУЮ ТРАНШЕЮ
ОБЛАСТЬ И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема капитального ремонта с
заменой труб путем укладки в отдельную траншею вновь прокладываемого
нефтепровода в пределах существующего технического коридора коммуникаций с
последующим вскрытием и демонтажом заменяемого рекомендуется для нефтепроводов
диаметрами 219...1220 мм.
Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 5.
Б 3.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДА С ЗАМЕНОЙ
ТРУБ ПУТЕМ УКЛАДКИ В ДОРАБОТАННУЮ СУЩЕСТВУЮЩУЮ ИЛИ ВНОВЬ РАЗРАБОТАННУЮ ПОСЛЕ
ЗАСЫПКИ ТРАНШЕЮ
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема капитального ремонта путем
демонтажа заменяемого нефтепровода и укладки прокладываемого участка в
доработанную существующую или вновь разработанную на прежнем месте после
засыпки траншею рекомендуется для нефтепроводов диаметрами 219...1220 мм.
Последовательность выполнения ремонтных
работ приведена в типовой технологической карте № 6.
ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА №4
РЕМОНТ С ЗАМЕНОЙ ТРУБ ПУТЕМ УКЛАДКИ В СОВМЕЩЕННУЮ ТРАНШЕЮ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение заменяемого нефтепровода и
установить вешки.
Вешки установить через каждые 50 м, а при неровном
рельефе местности - через каждые 25 м; в местах изменения рельефа, в вершинах
углов поворотов трассы, в местах пересечений с подземными коммуникациями, в
местах расположения объектов ЭХЗ, на границах разработки грунта вручную,
перед началом и в конце участка вскрышных работ, вешками обозначить ось
трассы вновь прокладываемого трубопровода.
Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский,
теодолит (нивелир)
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Высота вешек - 1,5 м. На вешках указать глубину
заложения трубы (от поверхности земли до нижней образующей трубы).
При невозможности определения местоположения
трассоискателем, провести шурфование
Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы и переместить его во
временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м; расположение отвала от оси трубопровода - ;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера, разнорабочий
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машиниста бульдозера с особенностями участка под роспись
3. Восстановить вешки, определяющие положение
нефтепровода, ось трассы вновь прокладываемого участка коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Теодолит (нивелир), трассоискатель, вешки
Мастер, геодезист, разнорабочий
4. Провести вскрытие нефтепровода до верхней
образующей одноковшовым экскаватором и разработку совмещенной траншеи (рис. Б.6).
Траншея для укладки вновь прокладываемого
нефтепровода должна соответствовать требованиям проекта. Если расположение
заменяемого нефтепровода по глубине не соответствует требованиям, дно траншеи
заглубить с оставлением перемычек (рис. Б.7).
Перед укладкой трубопровода грунт перемычек
доработать до низа траншеи. Минеральный грунт следует укладывать по обе
стороны траншеи
Во избежание повреждения нефтепровода минимальное
расстояние между стенкой трубы и ковшом экскаватора должно быть 0,15...0,20
м. Расстояние между стенками действующего нефтепровода, подлежащего
демонтажу, и вновь прокладываемого должно быть не менее:
300 мм - для нефтепроводов диаметром до 700 мм;
450 мм - для нефтепроводов диаметром более 700 мм.
Расстояние между перемычками должно быть не менее:
15...20 м - для нефтепроводов диаметром до 530 мм;
20...25 м – для нефтепроводов диаметром более 530
мм. Ширина перемычки 1 м.
Расстояние от отвала минерального грунта до бровки
траншеи должно быть не менее 0,5 м
5. Провести планировку отвала минерального грунта со
стороны движения РСК
Бульдозер
Машинист бульдозера
6. Подготовить секции труб на трубосварочной базе,
вывезти секции на трассу и провести раскладку их на бровке траншеи. Провести
сварку секций труб в нитку с контролем качества сварных швов.
Допускается сварка одиночных труб, вывезенных на
трассу, в нитку с контролем качества сварных швов
Вид и тип изоляционного покрытия определяются
рабочим проектом. Работы вести согласно инструкциям по приготовлению и нанесению
покрытий, а также инструкции по эксплуатации машины
8. Расставить грузоподъемные механизмы с соблюдением
технологических параметров ремонтной колонны (рис. Б.8). На рисунке условно
показаны три трубоукладчика
Технологические параметры колонны должны
соответствовать данным табл. Б.2. Краны-трубоукладчики должны быть снабжены
троллейными роликоканатными подвесками
9. Смонтировать очистную и изоляционную машины в
начале плети вновь прокладываемого трубопровода, проверить их работу на
холостом ходу
Очистная и изоляционная машины, кран-трубоукладчик,
лежки, электростанция
Для монтажа очистной и изоляционной машин начало
плети следует уложить на лежки
10. Поднять вновь прокладываемый участок
трубопровода одновременно всеми грузоподъемными механизмами с соблюдением
параметров подъема
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков, мастер
Подъем трубопровода осуществлять плавно, без рывков.
Трубоукладчик ТЗ смещает конец плети таким образом, чтобы идущая за ним
изоляционная машина располагалась по оси траншеи и была опущена в нее примерно
на 0,5 м
11. Очистить поверхность вновь прокладываемого
трубопровода и нанесение нового изоляционного покрытия.
При перемещении в процессе работ трубоукладчики
должны надвигать плеть нефтепровода в сторону траншеи так, чтобы изоляционная
машина находилась над траншеей, а изолированный трубопровод по мере
продвижения колонны свободно укладывался на дно траншеи
Краны-трубоукладчики, очистная и изоляционная
машины, электростанция
очистная и изоляционная машины - непрерывно (за
исключением технологических остановок);
трубоукладчики - прерывисто, приспосабливаясь к
ходу машин и выдерживая расстояние друг от друга в пределах допусков
12. Осуществить контроль качества изоляционного
покрытия визуально и дефектоскопом (на сплошность).
Во время выполнения контрольных замеров все работы
прекращаются. При наличии средств автоматического контроля разрешается
непрерывная работа
Дефектоскоп
Дефектоскопист, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
13. Заизолированный участок уложить в траншею
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков
Дно траншеи должно быть спланировано. Наличие
камней, крупных включений не допускается.
14. Подключить средства электрохимзащиты
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик, слесарь КИП и А
15. Провести присыпку вновь прокладываемого участка
трубопровода мягким или размельченным грунтом до верхней образующей. Концы
вновь прокладываемого участка оставить незасыпанными для подключения в
действующую магистраль
Бульдозер
Машинист бульдозера
Грунт присыпки не должен содержать камней, крупных
включений
16. Подготовить механизмы и оборудование для
проведения работ по очистке полости вновь проложенного участка и проведению
испытаний на прочность и герметичность
Мастер, механик
17. Вставить очистное или разделительное устройство
с одной стороны вновь проложенного трубопровода и приварить сферическую
заглушку, с другой стороны - задвижку со сливным патрубком
Сварочный агрегат, электроды, очистное или
разделительное устройство, сферическая заглушка, задвижка со сливным
патрубком, кран-трубоукладчик
В качестве источника воды использовать естественные
или искусственные емкости или котлованы для очистки. Объем воды должен быть
достаточным для проведения очистки внутренней полости. Скорость перемещения
очистного устройства должна быть не менее - 1 км/ч
23. После выхода поршня - разделителя через сливной
патрубок закрыть запорную арматуру, срезать патрубок и приварить сферическую
заглушку на конце трубопровода после задвижки
Если наполнительный агрегат по техническим
характеристикам не обеспечивает давление испытания, установить опрессовочный
агрегат
25. Провести сброс давления до проектного рабочего Рраб
Мастер, разнорабочий
26. Провести осмотр трассы трубопровода с целью
обнаружения утечек.
Осмотр проводить не ранее, чем через 12 часов, после
снижения давления до Рраб
Течеискатель
Обходчик, разнорабочий, мастер, представитель
технадзора
Осмотр вести визуально и с помощью течеискателя. При
обходе трассы трубопровода необходимо находиться на расстоянии не менее 5 м
от оси трубопровода
27. При обнаружении утечек или разрушений
трубопровода провести ремонтные работы и повторить испытания на прочность и
герметичность
Работы вести согласно пп. 22...26 настоящей
технологической карты
28. Провести сброс давления до 0,1 ...0,2 МПа и удалить
воду из трубопровода в направлении от наиболее высоких точек (по рельефу
местности) к пониженным через сливные краны
Разнорабочие, мастер
Сливные краны установить в местах скопления воды.
Места слива воды определяются в рабочем проекте и согласовываются с
заинтересованными организациями. Использованную воду отвести в специально
подготовленные емкости или котлованы для очистки
29. Подготовить необходимую технику и материалы для
подключения вновь проложенного участка трубопровода к действующей магистрали,
получить письменное разрешение диспетчера РУМН на дальнейшее проведение работ
Мастер
В рабочем проекте определить места установки
задвижек, объем опорожнения, емкость для размещения откачиваемой нефти
30. Вскрыть действующий заменяемый нефтепровод в
местах подключения и разработать ремонтный котлован на глубину 0,5...0,6 м
ниже нижней образующей трубы; оставшийся грунт доработать вручную
Размеры ремонтного котлована должны обеспечить
проведение захлеста действующего нефтепровода и вновь проложенного
трубопровода по радиусу упругого изгиба для данного диаметра труб
31. На ремонтируемом участке нефтепровода приварить
патрубки с задвижками и вырезать отверстия с помощью приспособления для
холодной врезки
Приспособление для холодной врезки, патрубки с
задвижками, сварочный агрегат
Сварщик, линейный трубопроводчик
Работы разрешается вести при давлении Рраб£ 3 МПа
32. Выполнить одну из следующих подготовительных
работ по откачке нефти из заменяемого участка:
в параллельный нефтепровод - провести врезку отвода
на параллельном нефтепроводе и осуществить обвязку с отводом на заменяемом
участке и с насосным агрегатом;
Сварочный агрегат, комплект оборудования для
обвязки, приспособление для холодной врезки, экскаватор
Способ опорожнения участка определяется рабочим
проектом. При откачке нефти в резинотканевые резервуары или в земляной амбар
по окончании сварочно-монтажных работ провести обратную закачку нефти в
отремонтированный нефтепровод. На месте разработки земляного амбара снять
плодородный слой и переместить его во временный отвал. Объем земляного амбара
должен обеспечить размещение всей нефти из опорожняемого участка.
После закачки нефти из земляного амбара в
нефтепровод остатки нефти собирают сорбентом и вывозят на утилизацию
за ближайшую задвижку - проложить временный
нефтепровод и провести врезку отвода в месте закачки;
Сварочный агрегат, комплект труб и задвижек,
приспособление для холодной врезки
Сварщик, линейный трубопроводчик
в резино-тканевые резервуары - соорудить площадку с
обвалованием и установить резервуары;
33. Постановить перекачку нефти и отключить
заменяемый участок ближайшими линейными задвижками
Диспетчер, обходчики
34. Провести откачку нефти из заменяемого участка
нефтепровода с подачей воздуха на вантузах.
Для контроля за уровнем нефти на демонтируемом
участке нефтепровода просверлить отверстие диаметром 6...8 мм рядом с
патрубком, из которого проводится откачка нефти
35. Очистить трубу по всему периметру от изоляции и
ржавчины в местах вырезки заменяемого участка. Установить перемычку между
концами разрезаемого нефтепровода или заземлить их
Шлифмашинка, скребок, электростанция
Разнорабочий, машинист электростанции, бригада ABC
Очистку проводить на ширину: 100...150 мм - для
установки удлиненных кумулятивных зарядов, 500 мм для установки машинки для
резки труб
36. Провести вырезку заменяемого участка
нефтепровода (с применением энергии взрыва или машинкой для резки труб), а
также вырезку катушек с обоих концов участка, подлежащего демонтажу.
Взрывники, машинисты трубоукладчиков, разнорабочие,
мастер, бригада ABC, машинист электростанции
Длина вырезаемых катушек должна обеспечить
образование свободного пространства для проведения работ по герметизации
полости нефтепровода
37. Провести герметизацию открытых концов
ремонтируемого нефтепровода и демонтируемого участка одним из существующих
способов (глиняными тампонами, резиновыми шарами, резинокордными оболочками и
др.)
38. Просверлить контрольные отверстия диаметром
6...8 мм на верхней образующей трубопровода на расстоянии не менее 30 м от
места вырезки для стравливания избыточного давления газов из трубы и контроля
за уровнем нефти
Ручная дрель
Разнорабочий, мастер, бригада ABC
39. Очистить дно ремонтного котлована от
пропитанного нефтью грунта и провести анализ воздуха в ремонтном котловане на
взрывобезопасность
Допуск к сварочным работам возможен, если содержание
вредных и горючих паров и газов не выше:
а) ПДК углеводородов C1...C10 - 300
мг/м3; сероводорода в смеси с углеводородом C1…C5 - 3
мг/м3;
б) ПДВК - 5 % величины нижнего предела воспламенения
данного пара или газа в воздухе;
для нефти - 2,1 мг/л
40. Подготовить трубопроводы к монтажу захлеста:
конец действующего трубопровода подготовить под
сварку и уложить на опору высотой 50...60 см от дна ремонтного котлована;
плеть, образующую другой конец трубопровода,
вывесить рядом с первой и разметить место реза с помощью шаблона; отрезать
конец плети с одновременным снятием фаски
Шаблон, мел, шлифовальная машинка, станок типа СПК
или газовый резак, кран-трубоукладчик
Газорезчик, машинист трубоукладчика, бригада ABC,
мастер, разнорабочие
41. Провести сборку и монтаж технологических
захлестов с помощью наружных центраторов при поддержке стыкуемых концов
нефтепровода грузоподъемными механизмами
Краны-трубоукладчики, наружные центраторы
Машинисты трубоукладчиков, бригада ABC,
разнорабочие
42. Зафиксировать равномерно по периметру стыкуемые
трубы при помощи прихваток
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик
Количество и длина прихваток зависят от диаметра
нефтепровода (табл. Б.3)
43. Тщательно зачистить прихватки от шлака и
провести сварку шва
Наложение прихваток и сварку стыка труб диаметром
530...1220 мм выполнить двумя сварщиками без перерывов в работе. Не
разрешается оставлять незаконченными сварные соединения захлестов
44. Провести контроль сварных швов нефтепровода
визуально и физическими методами
Рентгеновский аппарат
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
45. Заглушить технологические отверстия
металлическими пробками и обварить их
Изоляционное покрытие в зоне сварных швов должно
быть усиленного типа
50. Проверить качество нанесения изоляции
Дефектоскоп
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
51. Подготовить демонтируемый участок трубопровода к
промывке: заглушить один конец демонтируемого участка сферической заглушкой;
другой - оборудовать сливным патрубком.
Провести обвязку участка с наполнительным агрегатом
по принципиальной схеме очистки трубопровода (рис. Б.9), установить сливные
краны в местах скопления воды
Сварочный агрегат, сферическая заглушка, сливной
патрубок, комплект оборудования для обвязки, наполнительный агрегат, очистное
устройство, сливные краны
Сварщик, машинист наполнительного агрегата, помощник
машиниста наполнительного агрегата, разнорабочие, мастер
52. Осуществить промывку демонтируемого участка
водой, содержащей поверхностно-активные вещества с пропуском очистного устройства
Наполнительный агрегат
Машинист наполнительного агрегата, помощник
машиниста наполнительного агрегата, мастер
Скорость перемещения очистного устройства по трубе -
1 км/ч. Промывку считать законченной после выхода очистного устройства через
сливной патрубок не разрушенным
53. Удалить воду из промываемого участка через
сливные краны в направлении от наиболее высоких точек (по рельефу местности)
к пониженным
Мастер, разнорабочие
Сливные краны установить в местах скопления воды.
Места слива воды определяются рабочим проектом и согласовываются с
заинтересованными организациями. Использованную воду отвести в специально
подготовленные емкости или котлованы для очистки для очистки.
Способ очистки использованной воды должен быть
определен в рабочем проекте
54. Расставить грузоподъемные механизмы с
соблюдением технологических параметров ремонтной колонны согласно табл. Б.4.
Перед трубоукладчиком на трубопроводе установить очистную машину
Расстояние от очистной машины до ближайшего
трубоукладчика должно быть в пределах 2...3 м
55. Разработать приямки для пропуска троллейных
подвесок трубоукладчиков под трубопроводом и провести подъем начального
участка выдергиванием из грунта
56. Провести подъем, очистку и укладку всего
демонтируемого участка трубопровода с соблюдением технологических параметров.
Провести засыпку траншеи минеральным грунтом под приподнятым участком
трубопровода. Схема производства работ приведена на рис. Б.10
Подъем и укладку трубопровода проводить без смещения
в боковых направлениях для предохранения изоляционного покрытия вновь проложенного
участка нефтепровода от повреждения
57. Уложить демонтируемый трубопровод поверх
засыпанной траншеи на прежнее проектное положение на лежки или земляные тумбы
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков
58. Демонтируемый участок трубопровода разрезать на
отдельные трубы или секции (механической резкой, резкой взрывом, газовой
резкой)
Машина для резки труб МРТ, ФАЙН, удлиненные
кумулятивные заряды, газовый резак, электростанция
Рис. Б.6 Схема производств земляных работ при ремонте с
заменой труб путем укладки в совмещенную траншею
1 - заменяемый нефтепровод;
2 - траншея для нового нефтепровода;
3 - земляная перемычка;
L -
расстояние между перемычками; h - величина заглубления.
Рис. Б.7
Схема траншеи с перемычками
Рис. Б.8 Схема производства изоляционно-укладочных работ
а - подготовка участка к
проведению промывки; б - подача воды перед поршнем-разделителем; в - пропуск
поршня-разделителя в потоке воды; г - подготовка участка к испытанию; 1 -
очищаемый участок; 2 и 7 - перепускные патрубки с кранами; 3 - поршень-разделитель;
4 - коллектор; 5 - наполнительные агрегаты; 6 - подводящий патрубок; 8 -
линейная арматура; 9 - сливной патрубок.
Рис. Б.9 Принципиальная схема производства работ при промывке
нефтепроводов
Рис. Б.10 Схема демонтажа участка нефтепровода
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 5
РЕМОНТ С ЗАМЕНОЙ ТРУБ ПУТЕМ УКЛАДКИ В ОТДЕЛЬНУЮ ТРАНШЕЮ
1. Определить положение нефтепровода и установить
вешки, вешками обозначить ось трассы вновь прокладываемого трубопровода.
Вешки установить через каждые 50 м, а при неровном
рельефе местности - через каждые 25 м. Вешки установить в местах изменения
рельефа, вершинах углов поворотов трассы, в местах пересечений с подземными
коммуникациями, в местах расположения объектов ЭХЗ, на границах разработки грунта
вручную, перед началом и в конце участка вскрышных работ.
Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, теодолит (нивелир) автомобиль
грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Высота вешек - 1,5 м. На вешках указать глубину
заложения трубы (от поверхности земли до нижней образующей) трубы.
При невозможности определения местоположения
трассоискателем, провести шурфование. Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы и переместить его во
временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубопровода ;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера, разнорабочий
Производитель работ (мастер, прораб) обязан
ознакомить машиниста бульдозера с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку полосы трассы в зоне движения
РСК
Бульдозер
Машинист бульдозера
4. Восстановить вешки, определяющие положение
нефтепровода, ось трассы вновь прокладываемого участка, коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Теодолит (нивелир), трассоискатель, вешки
Мастер, геодезист, разнорабочий
5. Подготовить секции труб на трубосварочной базе,
вывезти секции на трассу и провести раскладку их вдоль будущей траншеи.
Провести сварку секций труб в нитку с контролем качества монтажных сварных
швов.
Допускается сварка одиночных труб в нитку с
контролем качества сварных швов
Сварщики, машинисты трубоукладчиков, водители
трубовозов, дефектоскопист, разнорабочие, мастер
Раскладку труб на трассе вести под углом 15...20
град, к проектной оси траншеи не ближе 1,5 м до бровки траншеи.
Работы выполнять по специально разработанным
технологическим картам
6. Разработать новую траншею для укладки вновь
прокладываемого участка трубопровода. Схема выполнения земляных работ
приведена на рис. Б.11 (вариант б).
Минеральный грунт следует укладывать в отвал с одной
стороны траншеи.
Разработку траншеи вести с соблюдением требований СНиП
2.05.06-85*. Расстояние от новой траншеи до параллельно проложенных
действующих нефтепроводов в едином техническом коридоре принимать по табл. Б.5;
в стесненных условиях прокладки - по табл. Б.6, исходя из условия
безопасной эксплуатации
Вид и тип изоляционного покрытия определяются
рабочим проектом. Работы вести согласно инструкциям по приготовлению и
нанесению покрытий, а также инструкции по эксплуатации машины
8. Расставить грузоподъемные механизмы с соблюдением
технологических параметров ремонтной колонны (рис. Б.7). На рисунке условно
показаны три трубоукладчика.
Технологические параметры колонны должны
соответствовать данным табл. Б.2. Краны-трубоукладчики должны быть снабжены
троллейными роликоканатными подвесками
9. Смонтировать очистную и изоляционную машины в
начале плети вновь прокладываемого трубопровода, проверить их работу на
холостом ходу
Очистная и изоляционная машины, кран-трубоукладчик,
лежки, электростанция
Для монтажа очистной и изоляционной машин начало
плети следует уложить на лежки
10. Поднять вновь прокладываемый участок
трубопровода одновременно всеми грузоподъемными механизмами с соблюдением
параметров подъема
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков, мастер
Подъем трубопровода осуществлять плавно, без рывков.
Трубоукладчик ТЗ смещает конец плети таким образом, чтобы идущая за ним
изоляционная машина располагалась по оси траншеи и была опущена в нее
примерно на 0,5 м
11. Очистить поверхность вновь прокладываемого
трубопровода и нанести новое изоляционное покрытие.
При перемещении в процессе работ трубоукладчики
должны надвигать плеть нефтепровода в сторону траншеи так, чтобы изоляционная
машина находилась над траншеей, а изолированный трубопровод по мере
продвижения колонны свободно укладывался на дно траншеи
Краны-трубоукладчики, очистная и изоляционная
машины, электростанция
Движение колонны должно происходить синхронно:
очистная и изоляционная машины - непрерывно (за исключением технологических
остановок); трубоукладчики - прерывисто, приспосабливаясь к ходу машин и
выдерживая расстояние друг от друга в пределах допусков
12. Осуществить контроль качества изоляционного
покрытия визуально и дефектоскопом (на сплошность).
Во время выполнения контрольных замеров все работы
прекращаются. При наличии средств автоматического контроля разрешается
непрерывная работа
Дефектоскоп
Дефектоскопист, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
13. Заизолированный участок уложить в траншею
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков
Дно траншеи должно быть спланировано. Наличие
камней, крупных включений не допускается
14. Подключить средства электрохимзащиты
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик, слесарь КИП и А
15. Выполнить присыпку вновь проложенного участка
трубопровода размельченным или мягким грунтом и последующую засыпку траншеи
минеральным грунтом. Концы участка трубопровода оставить незасыпанными для
подключения в действующую магистраль
Бульдозер
Машинист бульдозера
Грунт присыпки не должен содержать камней, крупных
включений
16. Подготовить механизмы и оборудование для
проведения работ по очистке полости вновь проложенного участка и проведению
испытаний на прочность и герметичность
Мастер, механик
17. Вставить очистное или разделительное устройство
и приварить сферическую заглушку с одной стороны вновь проложенного
трубопровода, с другой стороны - задвижку со сливным патрубком
Сварочный агрегат, электроды, очистное или
разделительное устройство, сферическая заглушка, задвижка со сливным
патрубком, кран-трубоукладчик
В качестве источника воды использовать естественные
или искусственные емкости или котлованы для очистки. Объем воды должен быть
достаточным для проведения очистки внутренней полости. Скорость перемещения
очистного устройства должна быть не менее - 1 км/ч
23. После выхода поршня - разделителя через сливной
патрубок закрыть запорную арматуру, срезать патрубок и приварить сферическую
заглушку на конце трубопровода после задвижки
25. Провести сброс давления до проектного рабочего Рраб
Мастер, разнорабочий
26. Провести осмотр трассы трубопровода с целью
обнаружения утечек.
Осмотр проводить не ранее, чем через 12 часов, после
снижения давления до Рраб
Течеискатель
Обходчик, разнорабочий, мастер, представитель
технадзора
Осмотр вести визуально и с помощью течеискателя. При
обходе трассы трубопровода необходимо находиться на расстоянии не менее 5 м
от оси трубопровода
27. При обнаружении утечек или разрушений
трубопровода провести ремонтные работы и повторить испытания на прочность и
герметичность
Работы вести согласно пп. 22...26 настоящей
технологической карты
28. Провести сброс давления до 0,1...0,2 МПа и
удалить воду из трубопровода в направлении от наиболее высоких точек (по
рельефу местности) к пониженным через сливные краны
Разнорабочие, мастер
Сливные краны установить в местах скопления воды.
Места слива воды определяются в рабочем проекте и согласовываются с
заинтересованными организациями. Использованную воду отвести в специально
подготовленные емкости и котлованы для очистки
29. Подготовить необходимую технику и материалы для
подключения вновь проложенного участка трубопровода к действующей магистрали,
получить письменное разрешение диспетчера РУМН на дальнейшее проведение работ
Мастер
В рабочем проекте определить места установки
задвижек, объем опорожнения, емкость для размещения откачиваемой нефти
30. Вскрыть действующий заменяемый нефтепровод в
местах подключения и разработать ремонтный котлован на глубину 0,5...0,6 м
ниже нижней образующей трубы
Размеры ремонтного котлована должны обеспечить
проведение захлеста действующего нефтепровода и вновь проложенного
трубопровода по радиусу упругого изгиба для данного диаметра труб
31. На ремонтируемом участке нефтепровода приварить
патрубки с задвижками и вырезать отверстия с помощью приспособления для
холодной врезки
Приспособление для холодной врезки, патрубки с
задвижками, сварочный агрегат
Сварщик, линейный трубопроводчик
Работы разрешается вести при давлении Рраб£ 3 МПа.
32. Выполнить одну из следующих подготовительных
работ по откачке нефти из заменяемого участка:
Сварочный агрегат, комплект оборудования для
обвязки, приспособление для холодной врезки, экскаватор
Сварочный агрегат, комплект труб и задвижек,
приспособление для холодной резки Бульдозер, автокран
Способ опорожнения участка определяется рабочим
проектом. При откачке в резинотканевые резервуары или в земляной амбар по
окончании сварочно-монтажных работ провести обратную закачку нефти в
отремонтированный нефтепровод.
На месте разработки земляного амбара снять
плодородный слой и переместить его во временный отвал. Объем земляного амбара
должен обеспечить размещение всей нефти из опорожняемого участка. После
закачки нефти из земляного амбара в нефтепровод остатки нефти собирают
сорбентом и вывозят на утилизацию
в параллельный нефтепровод - провести врезку отвода
на параллельном нефтепроводе и осуществить обвязку с отводом на заменяемом
участке и с насосным агрегатом;
Сварщик, линейный трубопроводчик
за ближайшую задвижку - проложить временный
нефтепровод и провести врезку отвода в месте закачки;
35. Очистить трубу по всему периметру от изоляции и
ржавчины в местах вырезки заменяемого участка. Установить перемычку между
концами разрезаемого нефтепровода или заземлить их
Шлифмашинка, скребок, электростанция
Разнорабочий, машинист электростанции, бригада ABC
Очистку проводить на ширину: 100...150 мм - для
установки удлиненных кумулятивных зарядов, 500 мм - для установки машинки для
резки труб
36. Вырезать заменяемый участок нефтепровода (с
применением энергии взрыва или машинкой для резки труб), а также катушки с
обоих концов участка, подлежащего демонтажу. Катушки удалить из траншеи
Взрывники, машинисты трубоукладчиков, разнорабочие,
мастер, бригада ABC, машинист электростанции
Длина вырезаемых катушек должна обеспечить
образование свободного пространства для проведения работ по герметизации
полости нефтепровода
37. Провести герметизацию открытых концов
ремонтируемого нефтепровода и демонтируемого участка одним из существующих
способов (глиняными тампонами, резиновыми шарами, резинокордными оболочками и
др.)
38. Просверлить контрольные отверстия диаметром
6...8 мм на верхней образующей трубопровода на расстоянии не менее 30 м от
места вырезки для стравливания избыточного давления газов из трубы и контроля
за уровнем нефти
Ручная дрель
Разнорабочий, мастер, бригада ABC
39. Очистить дно ремонтного котлована от
пропитанного нефтью грунта и провести анализ воздуха в ремонтном котловане на
взрывобезопасность
Допуск к сварочным работам возможен, если содержание
вредных и горючих паров и газов не выше:
а) ПДК углеводородов С1...С10 -
300 мг/м3; сероводорода в смеси с углеводородом С1...С5
- 3 мг/м3;
б) ПДВК - 5 % величины нижнего предела воспламенения
данного пара или газа в воздухе;
для нефти - 2,1 мг/л
40. Подготовить трубопроводы к монтажу захлеста:
конец действующего трубопровода подготовить под
сварку и уложить на опору высотой 50...60 см от дна ремонтного котлована;
плеть, образующую другой конец трубопровода,
вывесить рядом с первой и разметить место реза с помощью шаблона; отрезать
конец плети с одновременным снятием фаски
Шаблон, мел, шлифовальная машинка, станок типа СПК
или газовый резак, кран-трубоукладчик
Газорезчик, машинист трубоукладчика, бригада ABC,
мастер, разнорабочие
41. Провести сборку и монтаж технологических
захлестов с помощью наружных центраторов при поддержке стыкуемых концов
нефтепроводов грузоподъемными механизмами
Краны-трубоукладчики, наружные центраторы
Машинисты трубоукладчиков, бригада ABC,
разнорабочие
42. Зафиксировать равномерно по периметру стыкуемые
трубы при помощи прихваток
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик
Количество и длина прихваток зависят от диаметра
нефтепровода (табл. Б.3)
43. Тщательно зачистить прихватки от шлака и сварить
стык
Наложение прихваток и сварку стыка труб диаметром
530...1220 мм выполнить двумя сварщиками без перерывов в работе. Не
разрешается оставлять незаконченными сварные соединения захлестав
44. Провести контроль сварных швов нефтепровода
визуально и физическими методами
Рентгеновский аппарат
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
45. Заглушить технологические отверстия
металлическими пробками и обварить их
Изоляционное покрытие в зоне сварных швов должно
быть усиленного типа
50. Проверить качество нанесения изоляции
Дефектоскоп
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
51. Подготовить демонтируемый участок трубопровода к
промывке: заглушить один конец демонтируемого участка сферической заглушкой;
другой - оборудовать сливным патрубком.
Провести обвязку участка с наполнительным агрегатом
по принципиальной схеме очистки трубопровода (рис. Б.9), установить сливные
краны в местах скопления воды
Сварочный агрегат, сферическая заглушка, сливной
патрубок, комплект оборудования для обвязки, наполнительный агрегат, очистное
устройство, сливные краны
Сварщик, машинист наполнительного агрегата, помощник
машиниста наполнительного агрегата, разнорабочие, мастер
52. Осуществить промывку демонтируемого участка
водой, содержащей поверхностно-активные вещества с пропуском очистного
устройства
Наполнительный агрегат
Машинист наполнительного агрегата, помощник
машиниста наполнительного агрегата, мастер
Скорость перемещения очистного устройства по трубе -
1 км/ч. Промывку считать законченной после выхода очистного устройства через
сливной патрубок неразрушенным
53. Удалить воду из промываемого участка через
сливные краны в направлении от наиболее высоких точек (по рельефу местности)
к пониженным
Мастер, разнорабочие
Сливные краны установить в местах скопления воды.
Места слива воды определяются рабочим проектом и согласовываются с
заинтересованными организациями. Использованную воду отвести в специально
подготовленные емкости или котлованы для очистки.
Способ очистки использованной воды должен быть
определен в рабочем проекте
54. Вскрыть демонтируемый участок нефтепровода до
верхней образующей трубы одноковшовым экскаватором. Схема проведения земляных
работ приведена на рис. Б.11 (вариант а)
Во избежание повреждения нефтепровода минимальное
расстояние между стенкой трубы и ковшом работающего экскаватора должно быть
0,15...0,20 м
55. Расставить грузоподъемные механизмы с
соблюдением технологических параметров ремонтной колонны согласно табл. 4.
Перед головным трубоукладчиком на трубопроводе установить очистную машину
РЕМОНТ С ЗАМЕНОЙ ТРУБ ПУТЕМ УКЛАДКИ В ДОРАБОТАННУЮ
СУЩЕСТВУЮЩУЮ ИЛИ ВНОВЬ РАЗРАБОТАННУЮ ПОСЛЕ ЗАСЫПКИ ТРАНШЕЮ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение заменяемого участка
нефтепровода и установить вешки.
Вешки установить через каждые 50 м, а при неровном
рельефе местности - через каждые 25 м. Вешки установить в местах изменения
рельефа, вершинах углов поворотов трассы, в местах пересечений с подземными
коммуникациями, в местах расположения объектов ЭХЗ, на границах разработки
грунта вручную, перед началом и в конце участка вскрышных работ. Сдача трассы
заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика и другихзаинтересованных
организаций
Высота вешек - 1,5 м. На вешках указать глубину
заложения трубы (от поверхности земли до нижней образующей) трубы.
При невозможности определения местоположения
трассоискателем, провести шурфование. Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы в местах подключения
прокладываемого участка в действующую магистраль и переместить его во
временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера
3. Вскрыть нефтепровод ниже нижней образующей трубы
в местах подключения прокладываемого участка в действующую магистраль с
доработкой оставшегося грунта вручную
Экскаватор, лопаты
Машинист экскаватора, помощник машиниста
экскаватора, бригада землекопов
Во избежание повреждения нефтепровода минимальное
расстояние между стенкой трубы и ковшом экскаватора должно быть 0,15...0,20 м
4. Разработать ремонтный котлован для проведения
работ по промывке заменяемого нефтепровода
Размеры ремонтного котлована должны обеспечить
размещение необходимой ремонтной техники и рабочего персонала
5. На ремонтируемом участке нефтепровода приварить
патрубки с задвижками и вырезать отверстия с помощью приспособления для
холодной врезки
Приспособление для холодной врезки, патрубки с
задвижками, сварочный агрегат
Сварщик, линейный трубопроводчик
Работы разрешается вести при давлении Рраб £ 3 МПа
6. Выполнить следующие подготовительные работы при
откачке нефти из заменяемого участка:
в параллельный нефтепровод - провести врезку отвода
на параллельном нефтепроводе и осуществить обвязку с отводом на заменяемом
участке и с насосным агрегатом;
Сварочный агрегат, комплект оборудования для
обвязки, приспособление для холодной врезки, экскаватор
Способ опорожнения участка определяется рабочим
проектом. При откачке в резинотканевые резервуары или в земляной амбар по
окончании сварочно-монтажных работ провести обратную закачку нефти в
отремонтированный нефтепровод
за ближайшую задвижку - проложить временный
нефтепровод и провести врезку отвода в месте закачки;
Сварочный агрегат, комплект труб и задвижек,
приспособление для холодной резки
Сварщик, линейный трубопроводчик
На месте разработки земляного амбара снять
плодородный слой почвы и переместить его во временный отвал. Объем земляного
амбара должен обеспечить размещение всей нефти из опорожняемого участка.
После откачки нефти из земляного амбара остатки нефти собирают сорбентом и
вывозят на утилизацию
в резинотканевые резервуары - соорудить площадку с
обвалованием и установить резервуары;
9. Очистить трубу по всему периметру от изоляции и
ржавчины в местах вырезки заменяемого участка. Установить перемычку между
концами разрезаемого нефтепровода или заземлить их
Шлифмашинка, скребок, электростанция
Разнорабочий, машинист электростанции, бригада ABC
Очистку проводить на ширину: 100...150 мм - для
установки удлиненных кумулятивных зарядов, 500 мм - для установки машинки для
резки труб
10. Вырезать заменяемый участок нефтепровода (с
применением энергии взрыва или машинкой для резки труб), а также катушки с
обоих концов участка, подлежащего демонтажу.
Взрывники, машинисты трубоукладчиков, разнорабочие,
мастер, бригада ABC, машинист электростанции
Длина вырезаемых катушек должна обеспечить
образование свободного пространства для проведения работ по герметизации
полости нефтепровода
11. Провести герметизацию открытых концов
ремонтируемого нефтепровода и демонтируемого участка одним из существующих
способов (глиняными тампонами, резиновыми шарами, резинокордными оболочками и
др.)
12. Просверлить контрольные отверстия диаметром
6...8 мм на верхней образующей трубопровода на расстоянии не менее 30 м от
места вырезки для стравливания избыточного давления газов из трубы и контроля
за уровнем нефти
Ручная дрель
Разнорабочий, мастер, бригада ABC
13. Очистить дно ремонтного котлована от
пропитанного нефтью грунта и провести анализ воздуха в ремонтном котловане на
взрывобезопасность
Допуск к сварочным работам возможен, если содержание
вредных и горючих паров и газов не выше:
а) ПДК углеводородов С1...С10
- 300 мг/м3; сероводорода в смеси с углеводородом С1...С5
- 3 мг/м3;
б) ПДВК - 5 % величины нижнего предела воспламенения
данного пара или газа в воздухе;
для нефти - 2,1 мг/л
14. Подготовить демонтируемый участок трубопровода к
промывке: заглушить один конец демонтируемого участка сферической заглушкой;
другой - оборудовать сливным патрубком.
Провести обвязку участка с наполнительным агрегатом
по принципиальной схеме очистки трубопровода (рис. Б.9), установить сливные
краны в местах скопления воды
Сварочный агрегат, сферическая заглушка, сливной
патрубок, комплект оборудования для обвязки, наполнительный агрегат, очистное
устройство, сливные краны
Сварщик, машинист наполнительного агрегата, помощник
машиниста наполнительного агрегата, разнорабочие, мастер
15. Осуществить промывку демонтируемого участка
водой, содержащей поверхностно-активные вещества с пропуском очистного
устройства
Наполнительный агрегат
Машинист наполнительного агрегата, помощник
машиниста наполнительного агрегата, мастер
Скорость перемещения очистного устройства по трубе -
1 км/ч. Промывку считать законченной после выхода очистного устройства через
сливной патрубок не разрушенным
16. Удалить воду из промываемого участка через
сливные краны в направлении от наиболее высоких точек (по рельефу местности)
к пониженным
Сливные краны установить в местах скопления воды.
Места слива воды определяются рабочим проектом и согласовываются с
заинтересованными организациями. Использованную воду отвести в специально подготовленные
емкости или котлованы для очистки.
Способ очистки использованной воды должен быть
определен в рабочем проекте
17. Снять плодородный слой почвы над демонтируемым
участком трубопровода и переместить его во временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубопровода - ;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера, разнорабочий
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машиниста бульдозера с особенностями участка под роспись
18. Провести планировку полосы трассы в зоне
движения РСК
Бульдозер, трассоискатель, вешки
Мастер, разнорабочие
19. Восстановить вешки, определяющие положение
нефтепровода, коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре
Трассоискатель, вешки
Мастер, разнорабочие
20. Вскрыть демонтируемый участок трубопровода до
нижней образующей.
Схема выполнения земляных работ приведена на рис. Б.12
21. Расставить грузоподъемные механизмы с
соблюдением технологических параметров ремонтной колонны согласно табл. Б.4.
Перед трубоукладчиком на трубопроводе установить очистную машину
23. Очистить демонтируемый участок от старой
изоляции за один проход очистной машины и уложить на бровку траншеи. Схема
выполнения работ приведена на рис. Б.13
Работы вести с соблюдением необходимых требований по
проведению работ и технике безопасности
26. Доработать существующую траншею - очистить от
обвалившегося грунта. При невозможности доработки, существующую траншею
засыпать и разработать новую на месте старой.
Вид и тип изоляционного покрытия определяются
рабочим проектом. Работы вести согласно инструкциям по приготовлению и
нанесению покрытий, а также инструкции по эксплуатации машины
30. Расставить грузоподъемные механизмы с
соблюдением технологических параметров ремонтной колонны (рис. Б.8).
На рисунке условно показаны три трубоукладчика
Технологические параметры колонны должны
соответствовать данным табл. Б.2. Краны-трубоукладчики должны быть снабжены
троллейными роликоканатными подвесками
31. Смонтировать очистную и изоляционную машины в
начале плети вновь прокладываемого трубопровода, проверить их работу на
холостом ходу
Очистная и изоляционная машины, кран-трубоукладчик,
лежки, электростанция
Для монтажа очистной и изоляционной машин начало
плети следует уложить на лежки
32. Поднять вновь прокладываемый участок
трубопровода одновременно всеми грузоподъемными механизмами с соблюдением
параметров подъема
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков, мастер
Подъем трубопровода осуществлять плавно, без рывков.
Трубоукладчик ТЗ смещает конец плети таким образом, чтобы идущая за ним
изоляционная машина располагалась по оси траншеи и была опущена в нее
примерно на 0,5 м
33. Очистить поверхность вновь прокладываемого
трубопровода и нанести новое изоляционное покрытие за один проход колонны.
При перемещении в процессе работ трубоукладчики
должны надвигать плеть нефтепровода в сторону траншеи так, чтобы изоляционная
машина находилась над траншеей, а изолированный трубопровод по мере
продвижения колонны свободно укладывался на дно траншеи
Краны-трубоукладчики, очистная и изоляционная
машины, электростанция
Движение колонны должно происходить синхронно:
очистная и изоляционная машины - непрерывно (за исключением технологических
остановок); трубоукладчики - прерывисто, приспосабливаясь к ходу машин и
выдерживая расстояние друг от друга в пределах допусков
34. Осуществить контроль качества изоляционного
покрытия визуально и дефектоскопом (на сплошность).
Во время выполнения контрольных замеров все работы
прекращаются. При наличии средств автоматического контроля разрешается
непрерывная работа
Дефектоскоп
Дефектоскопист, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
35. Заизолированный участок уложить в траншею
Краны-трубоукладчики
Машинисты трубоукладчиков
Дно траншеи должно быть спланировано. Наличие
камней, крупных включений не допускается
36. Подключить средства электрохимзащиты
Сварочный агрегат
Сварщик, слесарь КИП и А
37. Провести присыпку вновь проложенного участка
трубопровода размельченным или мягким грунтом и последующую засыпку траншеи
минеральным грунтом Концы участка трубопровода оставить незасыпанными для
последующего подключения в действующую магистраль
Бульдозер
Машинист бульдозера
Грунт присыпки не должен содержать камней, крупных
включений
38. Подготовить механизмы и оборудование для
проведения работ по очистке полости вновь проложенного участка и проведению
испытаний на прочность и герметичность
Мастер, механик
39. Вставить очистное или разделительное устройство
и приварить сферическую заглушку с одной стороны вновь проложенного
трубопровода, с другой стороны - задвижку со сливным патрубком
Сварочный агрегат, электроды, очистное или
разделительное устройство, сферическая заглушка, задвижка со сливным
патрубком, кран-трубоукладчик
В качестве источника воды использовать естественные
или искусственные емкости или котлованы для очистки. Объем воды должен быть
достаточным для проведения очистки внутренней полости. Скорость перемещения
очистного устройства должна быть не менее - 1 км/ч.
45. После выхода поршня - разделителя через сливной
патрубок закрыть запорную арматуру, срезать патрубок и приварить сферическую
заглушку на конце трубопровода после задвижки
Если наполнительный агрегат по техническим
характеристикам не обеспечивает давление испытания, установить опрессовочный
агрегат
47. Провести сброс давления до проектного рабочего Рраб
- для проверки на герметичность
Мастер, разнорабочий
48. Провести осмотр трассы трубопровода с целью
обнаружения утечек.
Осмотр проводить не ранее, чем через 12 часов, после
снижения давления до Рраб
Обходчик, разнорабочий, мастер, представитель
технадзора
Осмотр вести визуально и с помощью течеискателя. При
обходе трассы трубопровода необходимо находиться на расстоянии не менее 5 м
от оси трубопровода
49. Провести ремонтные работы и повторить испытания
на прочность и герметичность при обнаружении разрушений или негерметичности
трубопровода
Работы вести согласно пп. 46...48 настоящей
технологической карты
50. Провести сброс давления до 0,1 ...0,2 МПа и
удалить воду из трубопровода в направлении от наиболее высоких точек (по
рельефу местности) к пониженным через сливные краны
Разнорабочие, мастер
Сливные краны установить в местах скопления воды.
Места слива воды определяются в рабочем проекте и согласовываются с
заинтересованными организациями. Использованную воду отвести в специально
подготовленные емкости или котлованы для очистки
51. Подготовить трубопроводы к монтажу захлеста:
конец действующего трубопровода подготовить под
сварку и уложить на опору высотой 50...60 см от дна ремонтного котлована;
плеть, образующую другой конец трубопровода,
вывесить рядом с первой и разметить место реза с помощью шаблона; отрезать
конец плети с одновременным снятием фаски
Шаблон, мел, шлифовальная машинка, станок типа СПК
или газовый резак, кран-трубоукладчик
Газорезчик, машинист трубоукладчика, мастер,
разнорабочие, бригада ABC
52. Провести сборку и монтаж технологических
захлестов с помощью наружных центраторов при поддержке стыкуемых концов
нефтепроводов грузоподъемными механизмами
Краны-трубоукладчики, наружные центраторы
Машинисты трубоукладчиков, бригада ABC,
разнорабочие
53. Зафиксировать равномерно по периметру стыкуемые
трубы при помощи прихваток
Сварочный агрегат, электроды
Сварщик
Количество и длина прихваток зависят от диаметра
нефтепровода (табл. Б.3)
54. Тщательно зачистить прихватки от шлака и
провести сварку стыка
Наложение прихваток и сварку стыка труб диаметром
530...1220 мм выполнить двумя сварщиками без перерывов в работе. Не
разрешается оставлять незаконченными сварные соединения захлестов
55. Провести контроль сварных швов нефтепровода
визуально и физическими методами
Рентгеновский аппарат
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
56. Заглушить технологические отверстия
металлическими пробками и обварить их
Выборочный ремонт - это ремонт
участков нефтепровода с опасными и потенциально опасными дефектами стенки, а
также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными
коммуникациями, участков, примыкающих к узлам линейной арматуры).
Выборочный ремонт проводится без
подъема нефтепровода и включает в себя следующие технологические схемы ремонта:
ремонт участков, прилегающих к
узлам линейной арматуры;
ремонт участков нефтепроводов
длиной до 20Ду диаметрами 530..1220 мм (Ду - условный диаметр трубопровода, м);
ремонт протяженных участков
нефтепроводов (длиной более 20Ду) методом последовательных захваток или с
использованием грунтовых опор;
ремонт участков с заменой
катушки, трубы, узлов линейной арматуры;
ремонт участков нефтепроводов в
местах пересечений с коммуникациями.
Длина ремонтируемых участков
нефтепроводов 20Ду определена по РД 39-00147105-016-98 «Методика расчета
прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных
нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании»
и представляет максимально допустимую длину дефектного участка, вскрытого с
подкопом грунта под трубой.
Б 4.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА,
ПРИЛЕГАЮЩИХ К УЗЛАМ ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЫ
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Данная схема может быть
использована при выборочном ремонте участков нефтепровода, прилегающих к узлам
линейной арматуры и имеющих дефекты стенки трубы или изоляционного покрытия.
Ремонт проводится без остановки
перекачки при внутреннем давлении не более 2,5 МПа.
Вскрытие нефтепровода и ремонтные
работы следует начинать от жесткого основания узла линейной арматуры. Длина
участка нефтепровода l1, вскрытого с
подкопом, не должна превышать значений, приведенных в табл. Б.7.
Технологическая схема размещения
машин и механизмов приведена на рис. Б.14.
Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 7.
Б 4.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА УЧАСТКОВ ДЛИНОЙ ДО
20Ду ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ДИАМЕТРАМИ 530...1220 мм
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Данная схема может быть
использована при выборочном ремонте участков нефтепровода длиной до 20Ду,
имеющих дефекты стенки трубы при остаточной толщине стенки не менее 5 мм или
повреждения изоляционного покрытия. Ремонт проводится без вырезки дефектных
мест и остановки перекачки при внутреннем давлении до 2,5 МПа. Максимально
допустимая длина вскрытого участка нефтепровода с подкопом под трубой l2 зависит от диаметра и не должна превышать
значений, приведенных в табл. Б.9.
Технологическая схема размещения
машин и механизмов приведена на рис. Б.15.
Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 8.
Б 4.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ
(ДЛИНОЙ БОЛЕЕ 20Ду ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ДИАМЕТРАМИ 530...1220 мм) МЕТОДОМ
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНЫХ ЗАХВАТОК
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Данная схема может быть
использована при выборочном ремонте протяженных участков нефтепроводов (длиной
более 20Ду), имеющих дефекты стенки трубы при остаточной толщине стенки не
менее 5 мм или повреждения изоляционного покрытия. Ремонт проводится методом
последовательных захваток. Ремонтные работы ведутся без вырезки дефектных мест
и остановки перекачки при внутреннем давлении до 2,5 МПа. Схема предусматривает
поэтапное выполнение работ. Ремонт последующих участков нефтепровода проводится
после окончания всех ремонтных работ и подбивки грунта под трубу на предыдущем
участке. Технологические параметры схемы ремонта выбирают таким образом, чтобы
на любом этапе процесса ремонта, включая первоначальный, длина подкопанного
участка l3 не превышала значений, указанных
в табл. Б.10.
Технологическая схема размещения
машин и механизмов приведена на рис. Б.17.
Последовательность выполнения
работ представлена в типовой технологической карте № 9 и на рис. Б.18.
Б 4.4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ
(ДЛИНОЙ БОЛЕЕ 20Ду ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ДИАМЕТРАМИ 530...1220 мм) С ПРИМЕНЕНИЕМ
ГРУНТОВЫХ ОПОР
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Данная схема может быть
использована при выборочном ремонте участков длиной более 20Ду для
нефтепроводов диаметрами 530...1220 мм. Вскрытие дефектного участка
нефтепровода с подкопом по данной схеме проводится с оставлением грунтовых
опор. Ремонтные работы ведутся без вырезки дефектных мест и при давлении до 2,5
МПа. Разработка грунта проводится одноковшовым экскаватором типа УДС-114 с
поворотным ковшом. Технологические параметры схемы ремонта выбираются таким
образом, чтобы на любом этапе процесса ремонта длина подкопанного участка не
превышала максимально допустимую l4.
Технологические параметры вскрытия и подкопа зависят от диаметра нефтепровода и
не должны превышать значений, указанных в табл. Б.11.
Технологическая схема размещения
машин и механизмов приведена на рис. Б.19.
Последовательность выполнения
работ представлена в типовой технологической карте № 10 и на рис. Б.20.
Б 4.5
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДОВ С ЗАМЕНОЙ КАТУШКИ, ТРУБЫ
ОБЛАСТЬ И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Данная схема может быть
использована при выборочном ремонте участков нефтепроводов, имеющих:
1) местные сужения проходного
сечения (вмятины, гофры) глубиной более:
01Дн для труб
диаметром 325...530 мм (Дн - номинальный наружный диаметр трубы),
50 мм для труб диаметром 720 мм,
48 мм для труб диаметром 820 мм,
45 мм для труб диаметром
1020...1220 мм;
2) дефекты потери металла на
внешней поверхности трубы глубиной: более 0,9t (t-толщина стенки трубы);
от 0,75t
до 0,9t длиной более;
3) дефекты потери металла на
внутренней поверхности трубы глубиной более 0,5t;
4) дефекты поперечных сварных
швов глубиной: более 0,9t;
от 0,7t
до 0,9t суммарной длиной более 0,6 длины по окружности
трубы;
5) дефекты спиральных швов
глубиной:
более 0,7t;
от 0,3t
до 0,7t суммарной длиной по окружности более 0,6 длины
окружности трубы или не более 0,5Дн по оси трубы на длине 1,5Дн;
6) дефекты продольных швов
глубиной: более 0,7t;
от 0,3t
до 0,7t суммарной длиной более 0,5Дн по оси трубы на
длине 1,0ДН;
7) трещины глубиной:
более 0,7t;
от 0,3t
до 0,7t длиной по оси трубы более 0,5Дн,
от 0,3t
до 0,7t длиной по окружности трубы более 0,6 длины
окружности трубы;
8) расслоения металла трубы
глубиной более 0,7t с выходом на поверхность трубы.
Ремонт проводится с вырезкой
дефектного участка нефтепровода и заменой на новый с остановкой перекачки.
Длина вырезаемого дефектного участка должна быть больше самого дефекта не
менее, чем на 100 мм с каждой стороны. Минимально допустимая длина катушки должна
быть равной диаметру ремонтируемого нефтепровода. Опорожнение ремонтируемого
участка нефтепровода проводится откачиванием нефти в резервуарные парки
нефтеперекачивающих станций, параллельные нефтепроводы, мягкие резинотканевые
резервуары. При отсутствии параллельных нефтепроводов, герметичных емкостей и
резервуаров разрабатывается земляной амбар, объем которого должен быть
достаточным для размещения откачиваемой нефти.
Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 11.
Технологическая схема размещения
машин и механизмов приведена на рис. Б.22.
Б 4.6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДОВ
С ЗАМЕНОЙ УЗЛОВ ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЫ
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Данная схема может быть
использована при выборочном ремонте участков нефтепроводов с заменой узлов
линейной арматуры.
Ремонт проводится с вырезкой
дефектного узла линейной арматуры и заменой на новый с остановкой перекачки.
Опорожнение ремонтируемого участка нефтепровода проводится откачиванием нефти в
резервуарные парки нефтеперекачивающих станций, параллельные нефтепроводы,
мягкие резинотканевые резервуары. При отсутствии параллельных нефтепроводов,
герметичных емкостей и резервуаров разрабатывается земляной амбар, объем
которого должен быть достаточным для размещения откачиваемой нефти.
Последовательность выполнения
ремонтных работ приведена в типовой технологической карте № 12.
Б 4.7 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА В
МЕСТАХ ПЕРЕСЕЧЕНИЯ С КОММУНИКАЦИЯМИ
ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
Схема может быть использована при
выборочном ремонте участков нефтепроводов в местах пересечений с
коммуникациями, проходящими как над трубопроводом, так и под ним.
Схема предусматривает ремонт
только мест пересечений. Участки, прилегающие к ним с обеих сторон,
ремонтируются с оставлением грунтовой перемычки над местом пересечения длиной
2,0 м. Ремонтные работы ведутся без остановки перекачки при внутреннем давлении
до 2,5 МПа.
Последовательность выполнения ремонтных
работ приведена в типовой технологической карте № 13.
Таблица № б.7
максимально допустимая длина
подкопанного участка l1 при выборочном
ремонте участков нефтепровода, прилегающих к узлам линейной арматуры
с последующим односторонним подкопом при ширине
ковша экскаватора, м
с последующим двухсторонним подкопом при ширине
ковша экскаватора, м
0,5
0,75
1,0
0,5
0,75
1,0
Д
h1
h2
h3
530
1,8
3,0
2,6
2,4
2,4
2,2
2,1
630
1,9
3,2
2,8
2,6
2,6
2,4
2,3
720
2,0
3,4
3,0
2,7
2,7
2,5
2,4
820
2,1
3,7
3,2
2,9
2,8
2,7
2,6
1020
2,5
-
3,8
3,5
3,5
3,1
3,0
1220
2,7
-
-
3,9
3,9
3,5
3,3
Примечание:
Глубина копания указана для грунтов с допускаемой крутизной откосов 63 град.
(1:0,5) при глубине заложения нефтепровода согласно СНиП
2.05.06-85* для диаметров 530...820 мм - 0,8 м, для диаметров 1020...1220
мм - 1,0 м над верхней образующей трубы.
1 - бульдозер; 2 - экскаватор;
3 - устройство подкопа нефтепровода; 4 - устройство очистки нефтепровода; 5 -
лестница; 6 - устройство изоляции нефтепровод; 7 - устройство уплотнения
грунта; 8 - задвижка; 11 - максимально допустимая длина вскрытого участка
нефтепровода с подкопом.
Рис. Б.14Технологическая
схема ремонта участка нефтепровода, примыкающего к линейной арматуре
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 7
РЕМОНТ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА, ПРИЛЕГАЮЩИХ К УЗЛАМ ЛИНЕЙНОЙ
АРМАТУРЫ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить границы ремонтируемого участка,
установить вешки в начале и в конце вскрываемого участка, а также в местах
пересечений с подземными коммуникациями. Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Сдача трассы проводится по акту вместе с информацией
по внутритрубной диагностике
2. Снять плодородный слой почвы в пределах
ремонтируемого участка с перемещением его во временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машинистов с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку ремонтной площадки,
восстановить вешки определяющие положение нефтепровода и коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Машинист бульдозера, геодезист, разнорабочий, мастер
4. Вскрыть нефтепровод с подкопом грунта под трубой.
Расстояние от стенок и дна траншеи до нефтепровода должно быть не менее 0,5 м
для возможности работы ремонтной техники.
Профиль траншеи при вскрытии нефтепровода показан на
рис. 19. Рекомендуемую глубину траншеи в зависимости от применяемой
землеройной техники принять по табл. Б.8.
Допускается разработка траншеи одноковшовым
экскаватором с последующей разработкой грунта под трубой устройством подкопа
Экскаватор типа УДС-114 или экскаватор и устройство
для подкопа нефтепровода
Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом
работающего экскаватора должно быть не менее 0,15...0,20 м. Основание отвала
минерального грунта следует располагать не ближе 0,5 м от края траншеи во
избежание обвала
5. Сообщить диспетчерской службе РУМН о начале
ремонтных работ на трубопроводе
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
6. Смонтировать очистное устройство на ремонтируемом
участке нефтепровода
Степень очистки поверхности должна соответствовать
требованиям ВСН
008-88 и типу наносимого изоляционного покрытия
8. Провести осмотр дефектного участка, зафиксировать
расположение дефектов на трубе мелом, замерить протяженность и площадь
дефектов, выбрать способ восстановления (ремонта) стенки трубы
Мастер, представитель технадзора
9. Восстановить стенку трубы путем приварки
накладных муфт, заварки (наплавки) коррозионных язв и т.д.
Во время подбивки грунта под нефтепровод следить за
сохранностью изоляционного покрытия. При ремонте участка нефтепровода длиной
более 0,5l1 (l1 - максимально-допустимая длина подкопанного
участка) подсыпку и уплотнение выполнить с поддержкой грузоподъемным механизмом.
Поддержку осуществлять в средней части ремонтируемого участка
20. Присыпать участок мягким грунтом на высоту не
менее 0,2 м от верха трубы
Бульдозер
Машинист бульдозера
В скальных грунтах присыпка мягким грунтом
обязательна
21. Провести окончательную засыпку траншеи
минеральным грунтом и рекультивацию плодородного слоя почвы бульдозером.
При обратном движении провести планировку полосы
опущенным отвалом бульдозера
Бульдозер
Машинист бульдозера
22. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений, при необходимости
провести ремонт
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
Таблица № б.9
максимально допустимая длина
подкопанного участка
Максимально допустимая длина подкопанного участка l2, м
530
11
630
12
720
15
820
17
1020
18
1220
20
1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - устройство подкопа
нефтепровода; 4 - устройство очистки нефтепровода; 5 - лестница; 6 - устройство
усиления нефтепровода; 7 - устройство изоляции нефтепровода; 8 - устройство
уплотнения грунта; l2 - длина
вскрытого участка нефтепровода с подкопом под трубой.
Рис.
Б.15Технологическая схема выборочного ремонта участка нефтепровода
длиной до 20 Ду
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 8
РЕМОНТ УЧАСТКОВ ДЛИНОЙ ДО 20Ду ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ДИАМЕТРОМ
530...1220 мм
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение дефектного участка
нефтепровода, установить вешки в начале и в конце вскрываемого участка, а
также в местах пересечений с подземными коммуникациями. Сдача трассы
заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Сдача трассы проводится по акту вместе с информацией
по внутритрубной диагностике
2. Снять плодородный слой почвы в пределах
ремонтируемого участка с перемещением его во временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, скоторой снимается
плодородный слой почвы - м;
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машинистов с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку ремонтной площадки,
восстановить вешки, определяющие положение нефтепровода и коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Машинист бульдозера, геодезист, разнорабочий, мастер
4. Вскрыть нефтепровод с подкопом грунта под трубой.
Расстояние от стенок и дна траншеи до нефтепровода должно быть не менее 0,5 м
для возможности работы ремонтной техники.
Профиль траншеи при вскрытии нефтепровода показан на
рис. Б.16.
Рекомендуемую глубину траншеи в зависимости от применяемой землеройной
техники принять по табл. Б.8.
Допускается вскрытие нефтепровода одноковшовым
экскаватором с последующей разработкой грунта под трубой устройством подкопа
Экскаватор типа УДС-114 или экскаватор и устройство
для подкопа нефтепровода
Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом
работающего экскаватора должно быть не менее 0,15...0,20 м. Основание отвала
минерального грунта следует располагать не ближе 0,5 м от края траншеи во
избежание обвала
5. Сообщить диспетчеру РУМН о начале ремонтных работ
на трубопроводе
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
6. Смонтировать очистное устройство на ремонтируемом
участке нефтепровода
Степень очистки поверхности должна соответствовать
требованиям ВСН
008-88 и типу наносимого изоляционного покрытия
8. Провести осмотр дефектного участка, зафиксировать
расположение дефектов на трубе мелом, замерить протяженность и площадь
дефектов, выбрать способ восстановления (ремонта) стенки трубы
Мастер, представитель технадзора
9. Провести восстановление стенки трубы путем
установки муфт, заварки (наплавки) коррозионных язв и т.д.
Во время подбивки грунта под нефтепровод следить за
сохранностью изоляционного покрытия. При ремонте участка нефтепровода длиной
более 0,512 (l2 -
максимально-допустимая длина подкопанного участка) подсыпку и уплотнение
выполнить с поддержкой грузоподъемным механизмом. Поддержку осуществлять в
средней части ремонтируемого участка
20. Присыпать участок мягким грунтом на высоту не
менее 0,2 м от верха трубы
Бульдозер
Машинист бульдозера
В скальных грунтах присыпка мягким грунтом
обязательна
21. Провести окончательную засыпку траншеи
минеральным грунтом и рекультивацию плодородного слоя почвы бульдозером.
При обратном движении провести планировку полосы
опущенным отвалом бульдозера
Бульдозер
Машинист бульдозера
22. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений, при необходимости
провести ремонт
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
а) - двустороннее расположение минерального грунта;
б) - одностороннее расположение минерального грунта.
1- бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - устройство
подкопа нефтепровода; 4 - устройство очистки нефтепровода; 5 - лестница; 6 -
устройство изоляции нефтепровода; 7 - устройство уплотнения грунта; l3 - длина вскрытого участка
нефтепровода с подкопом под трубой; t - длина шага засыпки траншеи; а
- участок нефтепровода, вскрытый ниже образующей трубы.
Рис.
Б.17Технологическая схема выборочного ремонта участка нефтепровода
длиной более 20 Ду методом последовательных захваток
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 9
РЕМОНТ ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ МЕТОДОМ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНЫХ
ЗАХВАТОК
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение дефектного участка
нефтепровода, установить вешки в начале и в конце вскрываемого участка, а
также в местах пересечений с подземными коммуникациями.
Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Сдача трассы проводится по акту вместе с информацией
по внутритрубной диагностике
2. Снять плодородный слой почвы в пределах
ремонтируемого участка с перемещением его во временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубопровода
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машинистов с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку ремонтной полосы,
восстановить вешки, определяющие положение дефектного участка и коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Машинист бульдозера, геодезист, разнорабочий, мастер
4. Сообщить диспетчерской службе РУМН о начале
ремонтных работ на трубопроводе
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
5. Вскрыть ремонтируемый участок нефтепровода длиной
l3 + а
ниже нижней образующей трубы с образованием приямков для размещения грунта,
разрабатываемого под трубой. Глубина траншеи в зависимости от применяемой
землеройной техники принимается по табл. Б.8, профиль траншеи при
вскрытии нефтепровода показан на рис. Б.15.
Вынутый минеральный грунт размещать во временный
отвал на бровке траншеи (поз. I,
II рис. Б.18)
Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом
работающего экскаватора должно быть не менее 0,15...0,20 м. Основание отвала
минерального грунта следует располагать не ближе 0,5 м от края траншеи во
избежание обвала
6. Разработать грунт под нефтепроводом устройством
подкопа на участке длиной l3 (поз. III
рис. Б.18)
b -
минимальная длина участка, необходимая для размещения ремонтных машин и
механизмов на нефтепроводе
12. Вскрыть следующий участок трубы длиной t
ниже нижней образующей с образованием приямков для размещения грунта,
разрабатываемого под трубой (поз. VI рис. Б.18)
Работы вести согласно пп. 10...14 (поз. IV
- VII рис. Б.18) в зависимости от протяженности ремонтируемого
участка с шагом t по настоящей технологической карте
16. Вскрыть нефтепровод ниже нижней образующей на
последнем участке длиной а
Машинист изоляционного устройства, изолировщики,
дефектоскопист, машинист электростанции, мастер, представитель технадзора
22. Демонтировать изоляционное устройство, нанести
вручную новое изоляционное покрытие на участок демонтажа устройства и
проверить качество нанесения изоляции
24. Провести окончательную засыпку траншеи
минеральным грунтом
Бульдозер
Машинист бульдозера
25. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы
Бульдозер
Машинист бульдозера
26. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
П
- устройство подкопа; О - устройство очистки; И - устройство изоляции; Т -
устройство трамбовки (уплотнения); l3 - длина вскрытого участка с подкопом под трубой; а -
длина вскрытого участка без подкопа под трубой; в - минимальная длина участка
размещения машин и механизмов; t - длина шага поэтапного выполнения ремонтных работ.
Рис.
Б.18Последовательность выполнения ремонтных работ при вскрытии
ремонтируемого протяженного участка нефтепровода методом захваток
1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - грунтовая опора; 4
- устройство очистки нефтепровода; 5 - лестница; 6 - устройство изоляции
нефтепровода; 7 - устройство уплотнения грунта; l - длина
вскрытого участка нефтепровода с подкопом под трубой; с - длина грунтовой
опоры.
Рис.
Б.19Технологическая схема выборочного ремонта участка нефтепровода
длиной более 20 Ду с применением грунтовых опор
ТИПОВАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 10
РЕМОНТ ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГРУНТОВЫХ ОПОР
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение дефектного участка
нефтепровода, установить вешки в начале и в конце вскрываемого участка, а
также в местах пересечений с подземными коммуникациями. Сдача трассы
заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Сдача трассы проводится по акту вместе с информацией
по внутритрубной диагностике
2. Снять плодородный слой почвы в пределах
ремонтируемого участка с перемещением его во временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубопровода ;
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машинистов с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку ремонтной полосы,
восстановить вешки, определяющие положение дефектного участка и коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Машинист бульдозера, геодезист, разнорабочий, мастер
4. Сообщить диспетчерской службе РУМН о начале
ремонтных работ на трубопроводе
Экскаватор типа УДС-114
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
5. Вскрыть ремонтируемый участок нефтепровода с
подкопом грунта под трубой и с оставлением грунтовых опор длиной с. На рис. Б.21
представлены форма и размеры грунтовой опоры. Вынутый минеральный грунт
размещать во временный отвал
Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом
работающего экскаватора должно быть не менее 0,15...0,20 м. Основание отвала
минерального грунта следует располагать не ближе 0,5 м от края траншеи во
избежание обвала. Расстояние от стенок и дна траншеи до нефтепровода должно быть
не менее 0,5 м для возможности работы ремонтной техники. Длины вскрытых
участков с подкопом между опорами не должны превышать максимально-допустимую
величину l4
6. Установить очистное устройство на первом по ходу
работ пролете (до грунтовой опоры) длиной l4
11. Провести проверку качества изоляционного
покрытия
Дефектоскоп
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия не менее 5 кВ на 1
мм толщины покрытия
12. Провести подсыпку и подбивку размельченного или
мягкого грунта под нефтепровод на участке длиной l4 - b (поз. III рис. Б.20)
Бульдозер, устройство подбивки грунта, экскаватор
Машинист бульдозера, машинист экскаватора, помощник
машиниста экскаватора, мастер
b -
минимальная длина участка, необходимая для размещения ремонтных машин и
механизмов на нефтепроводе.
Грунт присыпки не должен закрывать верхнюю
образующую трубы или быть ниже оси нефтепровода. Во время выполнения работ по
подбивке грунта следить за сохранностью изоляционного покрытия
13. Засыпать минеральным грунтом отремонтированный
участок нефтепровода
Бульдозер
Машинист бульдозера
14. Провести разработку грунтовой опоры с подкопом
под трубой на глубину 0,5 м ниже нижней образующей трубы. Оставшийся грунт
доработать вручную
b -
минимальная длина участка, необходимая для размещения ремонтных машин и
механизмов на нефтепроводе.
Грунт подсыпки не должен закрывать верхнюю
образующую трубы или быть ниже оси нефтепровода. Во время выполнения работ по
подбивке грунта следить за сохранностью изоляционного покрытия
19. Засыпать минеральным грунтом отремонтированный
участок нефтепровода
Бульдозер
Машинист бульдозера
20. Провести разработку следующей грунтовой опоры с
доработкой грунта вручную (поз. V рис. Б.20)
Машинист изоляционного устройства, изолировщик,
дефектоскопист, машинист электростанции, мастер, представитель технадзора
27. Демонтировать изоляционное устройство, нанести
вручную новое изоляционное покрытие на участок демонтажа устройства и
проверить качество нанесения покрытия
29. Провести окончательную засыпку траншеи
минеральным грунтом
Бульдозер
Машинист бульдозера
30. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы
Бульдозер
Машинист бульдозера
31. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
П - устройство подкопа; О - устройство очистки; И -
устройство изоляции; Т - устройство трамбовки (уплотнения); l4 - длина вскрытого участка
с подкопом под трубой; в - минимальная длина участка размещения машин и
механизмов; с - длина грунтовой опоры.
Рис. Б.20 Последовательность выполнения ремонтных работ при
вскрытии ремонтируемого протяженного участка нефтепровода методом захваток
РЕМОНТ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДОВ С ЗАМЕНОЙ КАТУШКИ, ТРУБЫ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение дефектного участка
нефтепровода, установить вешки в начале и в конце вскрываемого участка, а
также в местах пересечений с подземными коммуникациями. Сдача трассы
заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы в пределах
ремонтируемого участка с перемещением его во временный отвал:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
расположение отвала от оси трубопровода
дальность перемещения во временный отвал - м
Бульдозер
Машинист бульдозера
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машинистов с особенностями участка под роспись
3. Провести планировку ремонтной полосы,
восстановить вешки, определяющие положение дефектного участка и коммуникаций,
находящихся в одном техническом коридоре
Машинист бульдозера, геодезист, разнорабочий, мастер
4. Сообщить диспетчеру РУМН о начале ремонтных работ
на трубопроводе
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
5. Выполнить следующие подготовительные работы при
откачке нефти из заменяемого участка:
в параллельный нефтепровод - провести врезку отвода
на параллельном нефтепроводе и осуществить обвязку с отводом на заменяемом
участке и с насосным агрегатом;
Сварочный агрегат, комплект оборудования для
обвязки, приспособление для холодной врезки, экскаватор
6. Разработать ремонтный котлован со вскрытием
нефтепровода ниже нижней образующей и образованием приямков для размещения
грунта из-под трубы. Вынутый минеральный грунт размещать во временный отвал.
Оставшийся грунт доработать вручную
Экскаватор, лопаты
Машинист экскаватора, разнорабочие
Размеры ремонтного котлована зависят от длины
дефектного участка. Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом
работающего экскаватора должно быть 0,15...0,20 м. Основание отвала
минерального грунта следует располагать не ближе 0,5 м от края траншеи во
избежание обвала
7. Разработать приямки с обоих концов дефектного
участка в местах реза на глубину 0,5...0,6 м ниже нижней образующей трубы.
Грунт под трубой подкопать вручную
Экскаватор, лопаты
Машинист экскаватора, разнорабочие
При ручной доработке грунта запрещается применять
ломы, кирки и другой ударный инструмент
8. На заменяемом участке приварить патрубок (отвода)
с задвижкой и вырезать отверстие с помощью приспособления для холодной врезки
Приспособление для холодной врезки, патрубок с
задвижкой, сварочный агрегат, электроды, электростанция
Для контроля за уровнем нефти на заменяемом участке
нефтепровода просверлить отверстие диаметром 6...8 мм
12. Очистить трубу по всему периметру от изоляции и
ржавчины в местах вырезки катушки, приварить перемычку между концами
разрезаемого трубопровода или заземлить концы
Взрывники, машинист трубоукладчика, разнорабочие,
мастер, бригада ABC, машинист электростанции
14. Провести герметизацию открытых концов
ремонтируемого трубопровода одним из существующих способов (глиняными
тампонами, резиновыми шарами, резинокордными оболочками и др.)
15. Просверлить контрольные отверстия диаметром
6...8 мм на верхней образующей трубопровода на расстоянии не менее 30 м от
места вырезки для стравливания избыточного давления газов из трубы и контроля
за уровнем нефти
Ручная дрель
Разнорабочий, мастер
16. Очистить дно ремонтного котлована от
пропитанного нефтью грунта и провести анализ воздуха в ремонтном котловане
Экскаватор, газоанализатор, лопаты
Машинист экскаватора, лаборант, разнорабочие,
помощник машиниста экскаватора, мастер
Допуск к сварочным работам возможен, если содержание
вредных и горючих паров и газов не выше:
а) ПДК углеводородов С1...С10
- 300 мг/м3; сероводорода в смеси с углеводородом С1...С5
- 3 мг/м3;
б) ПДВК - 5 % величины нижнего предела воспламенения
данного пара или газа в воздухе; для нефти - 2,1 мг/л
17. Подготовить заранее опрессованную катушку
заданной длины
Оборудование для газовой резки
Мастер, газорезчик, разнорабочий
Минимальная длина катушки должна составлять не менее
0,5 м для труб диаметром до 530 мм; для труб диаметром 530 мм и более -
равной диаметру нефтепровода. Толщина стенки ввариваемой вставки должна быть
не менее толщины стенки трубопровода
18. Провести разметку и подготовку концов
трубопровода под монтаж и сварку (обрезка кромок со снятием фасок)
Оборудование для газовой резки, приспособление для
резки труб, шаблон сварщика
Газорезчик, разнорабочий, мастер
19. Провести монтаж катушки с прихваткой.
Катушку к трубопроводу пристыковывают
трубоукладчиком, стык собирают с применение наружных центраторов и фиксируют
стыкуемые концы при помощи прихваток равномерно по периметру
Длина участка с подкопом не должна превышать
максимально-допустимых значений l2 табл. Б.9. В противном случае применять ремонт
методом захваток или с применением грунтовых опор
28. Смонтировать очистное устройство на нефтепроводе
и провести очистку поверхности катушки (трубы)
30. Нанести новое изоляционное покрытие и проверить
качество нанесения изоляции. Нанесение изоляционного покрытия на коротких
участках следует выполнить вручную
Изолировщики, разнорабочий, дефектоскопист, мастер,
представитель технадзора, машинист электростанции
33. Подсыпать размельченный или мягкий грунт под
нефтепровод и уплотнить
Бульдозер, устройство уплотнения грунта, экскаватор
Машинист бульдозера, машинист экскаватора
Грунт не должен содержать камней, крупных включений.
Грунт подсыпки не должен закрывать верхнюю образующую трубы или быть ниже оси
нефтепровода
34. Провести засыпку ремонтного котлована
минеральным грунтом
Бульдозер
Машинист бульдозера
35. После закачки нефти из земляного амбара в
нефтепровод остатки нефти собрать с помощью сорбента. Пропитанный нефтью
сорбент собирать и вывезти на утилизацию
Экскаватор, сорбент, лопаты
Машинист экскаватора, разнорабочие
В качестве сорбента применяют торф, солому и т.д.
Сорбент наносят из расчета 0,5 м3 на 10 м2 нефтяного
пятна
36. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы
Бульдозер
Машинист бульдозера
37. Осуществить контроль качества
изоляционно-укладочных работ искателем повреждений, при необходимости
провести ремонт дефектов
Искатель повреждений
Дефектоскопист, разнорабочий, представители
заказчика, подрядчика, технадзора
Контроль сплошности провести не ранее, чем через две
недели после засыпки трубопровода
Машинист бульдозера, геодезист, разнорабочий, мастер
4. Сообщить диспетчеру РУМН о начале ремонтных работ
на трубопроводе
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
5. Выполнить следующие подготовительные работы при
откачке нефти из заменяемого участка:
в параллельный нефтепровод - провести врезку отвода
на параллельном нефтепроводе и осуществить обвязку с отводом на заменяемом
участке и с насосным агрегатом;
Сварочный агрегат, комплект оборудования для
обвязки, приспособление для холодной врезки, экскаватор
Способ опорожнения участка определяется рабочим
проектом
за ближайшую задвижку - проложить временный
нефтепровод и провести врезку отвода в месте закачки;
Сварочный агрегат, комплект труб и задвижек,
приспособление для холодной резки
Сварщик, линейный трубопроводчик
в резинотканевые резервуары - соорудить площадку с
обвалованием и установить резервуары; в земляной амбар - соорудить земляной
амбар, дно и стенки которого обложить полимерной пленкой или слоем
уплотненной глины
6. Провести разработку ремонтного котлована со
вскрытием нефтепровода ниже нижней образующей трубы по обе стороны от
жесткого основания узла линейной арматуры.
Временный отвал вынутого минерального грунта следует
располагать не ближе 0,5 м от края траншеи
Размеры ремонтного котлована должны обеспечить
размещение оборудования и техники для дальнейших ремонтных работ.
Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом
работающего экскаватора должно быть 0,15...0,20 м
7. Разработать приямки с обоих концов узла линейной
арматуры на расстоянии примерно 1,0...1,5 м глубиной 0,5...0,6 м ниже нижней
образующей трубы. Оставшийся грунт разработать вручную
При ручной доработке запрещается применять ломы,
кирки и другой ударный инструмент
8. На заменяемом участке приварить патрубок (отвода)
с задвижкой и вырезать отверстие с помощью приспособления для холодной врезки
Приспособление для холодной врезки, патрубок с
задвижкой, сварочный агрегат, электроды, электростанция
Сварщик, линейный трубопроводчик
Работы разрешается вести при давлении Рраб£ 3 МПа.
9. Провести обвязку отводов, смонтированных на
нефтепроводе с насосным агрегатом для откачки нефти из ремонтируемого участка
Насосный агрегат, комплект оборудования для обвязки
Разнорабочие
10. Остановить перекачку нефти и отключить
заменяемый участок ближайшими линейными задвижками
Диспетчер, обходчики
11. Откачать нефть из заменяемого участка
нефтепровода с подачей воздуха на вантузах
Для контроля за уровнем нефти на заменяемом участке
нефтепровода просверлить отверстие диаметром 6...8 мм рядом с патрубком для
откачивания нефти
12. Подготовить заранее спрессованную задвижку
Мастер
Результаты испытаний линейной арматуры должны быть
оформлены актом приемки
13. Провести подготовку и приварку двух катушек из
труб с промежуточной толщиной стенки к новой задвижке
Сварочный агрегат, электроды, шаблон сварщика
Мастер, сварщик, разнорабочий
Длина катушки должна быть не менее 250 мм.
Соединение узла линейной арматуры с нефтепроводом может проводиться также с
помощью переходников заводского изготовления
14. Очистить трубу от изоляции и ржавчины в местах
вырезки дефектного узла, приварить перемычку между концами разрезаемого
нефтепровода или заземлить
Машинист трубоукладчика, взрывники, разнорабочие, мастер,
бригада ABC, машинист электростанции
16. Провести герметизацию открытых концов
ремонтируемого трубопровода одним из существующих способов (глиняными
тампонами, резиновыми шарами, резинокордными оболочками и др.)
17. Просверлить контрольные отверстия диаметром
6...8 мм на верхней образующей трубопровода на расстоянии не менее 30 м от
места вырезки для стравливания избыточного давления газов из трубы и контроля
за уровнем нефти
Ручная дрель
Разнорабочий, мастер
18. Очистить дно ремонтного котлована от
пропитанного нефтью грунта и провести анализ воздуха в ремонтном котловане
Экскаватор, газоанализатор, лопаты
Машинист экскаватора, лаборант, разнорабочие,
помощник машиниста экскаватора, мастер
Допуск к сварочным работам возможен, если содержание
вредных и горючих паров и газов не выше:
а) ПДК углеводородов С1 ...С10
- 300 мг/м3, сероводорода в смеси с углеводородом С1…С5
- 3 мг/м3;
б) ПДВК - 5 % величины нижнего предела воспламенения
данного пара или газа в воздухе; для нефти - 2,1 мг/л
19. Подготовить концы нефтепровода под монтаж и
сварку с применением специальных приспособлений
Оборудование для газовой резки, приспособление для
резки труб
Газорезчик, разнорабочий
20. Провести монтаж узла линейной арматуры.
Для этого трубоукладчиком установить новый узел
линейной арматуры на фундаментную плиту и пристыковать ее к нефтепроводу.
Собрать стыки с применением наружных центраторов и выполнить прихватку и
сварку
33. После закачки нефти из земляного амбара в
нефтепровод остатки нефти собрать с помощью сорбента. Пропитанный нефтью
сорбент собрать и вывезти на утилизацию
Экскаватор, сорбент, лопаты
Машинист экскаватора, разнорабочие
В качестве сорбента применяют торф, солому и т д.
Сорбент наносят из расчета 0,5 м3 на 10 м2 нефтяного
пятна
34. Провести рекультивацию плодородного слоя почвы.
При обратном движении провести планировку ремонтной полосы опущенным отвалом
бульдозера
Бульдозер
Машинист бульдозера
ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА № 13
РЕМОНТ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА В МЕСТАХ ПЕРЕСЕЧЕНИЙ С
ПОДЗЕМНЫМИ КОММУНИКАЦИЯМИ
Выполняемые работы
Оборудование, приспособления, материалы
Состав бригады
Примечания
1
2
3
4
1. Определить положение нефтепровода и установить
вешки в начале и в конце вскрываемого участка, а также в месте пересечения с
подземной коммуникацией. Сдача трассы заказчиком подрядчику
Трассоискатель, вешки, автомобиль грузопассажирский
Линейные трубопроводчики, водитель автомобиля,
представители службы ЭХЗ, геодезических служб, заказчика, подрядчика и других
заинтересованных организаций
Сдача трассы проводится по акту
2. Снять плодородный слой почвы над местом
пересечения экскаватором перекидкой почвы и последующим перемещением ее во
временный отвал бульдозером:
толщина плодородного слоя - м;
ширина полосы, с которой снимается плодородный слой
почвы - м;
Производитель работ (прораб, мастер) обязан
ознакомить машинистов с особенностями участка под роспись
3. Сообщить диспетчеру РУМН о начале ремонтных работ
на нефтепроводе
Мастер
Все работы проводить по письменному разрешению
диспетчера РУМН
4. Провести разработку ремонтного котлована вручную
с целью высвобождения места пересечения от грунта, а также разработку грунта
под ремонтируемым нефтепроводом на глубину 0,2...0,3 м ниже нижней образующей
трубы
Лопаты
Разнорабочие
Запрещается использование ломов, кирок и других
ударных инструментов
5. Очистить наружную поверхность ремонтируемого
нефтепровода вручную
6. Провести осмотр поверхности ремонтируемого
нефтепровода и коммуникации, пересекающей сверху и измерить расстояние между
нефтепроводом и пересекающей коммуникацией
Мастер, представители заинтересованных организаций
Расстояние в свету между пересекающимися
коммуникациями должно быть не менее 350 мм согласно СНиП
2.05.06-85*
7. Провести работы по восстановлению несущей
способности стенки трубы
Работы вести по специально разработанным
технологическим картам и в соответствии с техническими условиями, выданными
организацией-владельцем пересекающей коммуникации
8. Нанести грунтовку и новое изоляционное покрытие
на очищенную поверхность трубы
Изоляционные материалы, кисть, валик, лейка
Изолировщик
9. Проверить качество нанесения изоляционного
покрытия
Дефектоскоп
Дефектоскопист, мастер, представитель технадзора
Сплошность изоляционного покрытия определяется из
расчета не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
10. Присыпать ремонтный котлован размельченным
минеральным грунтом и подбить грунт вручную под отремонтированный участок
нефтепровода
Бульдозер, трамбовки
Машинист бульдозера, разнорабочие
Грунт присыпки не должен содержать крупных
включений, камней
11. Засыпать отремонтированный нефтепровод и
осуществить подбивку грунта под коммуникацию, пересекающую нефтепровод сверху