практическая работа. вопросы и ответы по РД39-132-94. Вопрос 1 На какие трубопроводы распространяются настоящие правила ответ
![]()
|
Общие положенияВопрос 1 На какие трубопроводы распространяются настоящие правила?(ответ: Выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок) См. п. 1.1. Инструкции РД 39-132-94 1.1. Правила устанавливают основные требования по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды нефтяных месторождений и регламентируют вопросы выбора материалов и деталей трубопроводов, их сварки, строительства, испытаний и приемки трубопроводов в эксплуатацию, обслуживания, выполнения ремонтных работ, защиты от коррозии, расследования и ликвидации аварий, диагностики и отбраковки трубопроводов, охраны труда, пожарной безопасности и охраны окружающей среды. Требования распространяются на трубопроводы для внутри-промыслового сбора и транспорта нефти и сопутствующих ей компонентов — газа и пластовой воды с содержанием сероводорода в газе в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, находящейся в равновесии с сероводородсодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, содержащей растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при парциальном давлении до 10 000 Па. В состав трубопроводов входят: а) выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок; б) нефтесборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы); в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до потребителей; г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и дожимных насосных станций (ДНС) до центральных пунктов сбора (ЦПС); д) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи; е) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи; ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более; з) водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (кустовой насосной станции); и) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора и подготовки нефти до сооружений магистрального транспорта; к) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта; л) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений; м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на объектах его подготовки. Границами внутриплощадочных промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения — пределы отсыпки соответствующих площадок. Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20° С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть — нефтепроводами. Основные требования к проектированию систем сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях.Вопрос 1 Заглубление трубопроводов в местах пересечения промысловых автомобильных дорог должно быть не менее: См. п. 3.1.21 Инструкции РД 39-132-94 3.1.21. Заглубление трубопроводов определяется условиями их сохранности, режимом транспортировки и свойствами транспортируемых сред. Для защиты от механических повреждений и передачи внешних нагрузок заглубление трубопроводов до их верхней образующей должно быть не менее: на непахотных землях вне постоянных проездов при условном диаметре 300 мм и менее — 0,6 м; при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм — 0,8 м; при условном диаметре 1000 мм и более — 1,0 м; в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин для всех диаметров —0,6 м; на пахотных и орошаемых землях — 1,0 м; при пересечении строительных и осушительных каналов, а также местных (промысловых) автомобильных дорог — 1,1 м. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательных температурах, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиПом Вопрос 2 Запорная арматура устанавливается См. п.3.1.20 Инструкции РД 39-132-94 3.1.20. Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия равнобезопасности участков и требований охраны окружающей среды. Запорная арматура устанавливается в соответствии с проектом, учитывающим рельеф местности, в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м, на входе и выходе трубопровода из установок подготовки нефти, на обоих берегах водных преград, на участках нефтегазопроводов, проходящих на отметках выше городов и населенных пунктов. Вопрос 3 Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить: См. п.3.1.34 Инструкции РД 39-132-94 3.1.34. Пересечения эстакад с воздушными линиями электропередачи необходимо выполнять в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ). Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:
При определении вертикального и горизонтального расстояний между воздушными линиями электропередачи и внутриплощадочными трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток галерей, площадок, следует рассматривать как части трубопроводов. Вопрос 4 Уклоны внутриплощадочных трубопроводов для высоковязких и застывающих веществ, следует принимать не менее: См. п. 3.1.37 Инструкции Рд 39-132-94 3.1.37. Внутриплощадочные трубопроводы следует прокладывать с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожнение их в цеховую аппаратуру и емкости. Уклоны трубопроводов следует принимать не менее: для легкоподвижных жидких веществ — 0,002; для газообразных веществ — 0,003; для высоковязких и застывающих веществ — 0,020. В исключительных случаях допускается прокладывать трубопроводы с меньшим уклоном или без него, но при этом должны быть предусмотрены меры по их опорожнению. Вопрос 5 Технологические регламенты составляются и утверждаются См. п. 3.6.2 Инструкции РД 39-132-94 3.6.2. Регламенты составляются и утверждаются предприятиями, эксплуатирующими внутрипромысловые трубопроводы. При необходимости привлекаются научно-исследовательские организации.Требования предъявляемые к материалам и конструкциям промысловых и стальных трубопроводовВопрос 1 Трубы считаются пригодными по качеству при условии, что: См. п. 4.2.11 Инструкции РД 39-132-94 4.2.11. Трубы считаются пригодными по качеству при условии, что: они соответствуют требованиям ТУ и стандартов на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты; отклонения наружного диаметра труб на протяжении не менее 200 мм от торца не превышают для труб диаметром 800 мм включительно предельных величин, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ, а для труб диаметром свыше 800 мм ± 2 мм; отклонение толщины стенки по торцам не превышает предельных значений, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ; овальность бесшовных труб не выводит их наружный диаметр за предельные отклонения, а сварных труб диаметром 426 мм и более — не превышает 1 % номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диаметру); кривизна труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — не более 0,2 % длины трубы; косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм; на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы; глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины; в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков. Вопрос 2 Трубы могут подвергаться ремонту, если: См. п. 4.2.12 Инструкции РД 39-132-94 4.2.12. Трубы могут подвергаться ремонту, если: глубина рисок, царапин и задиров на поверхности труб не превышает 5 % от толщины стенки; вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5 % от внешнего диаметра; глубина забоин и задиров фасок не более 5 мм; на концевых участках труб имеются расслоения, которые могут быть удалены обрезкой. Вопрос 3 Муфтовая стальная арматура может применяться на трубопроводах: См. п. 4.3.1. Инструкции РД 39-132-94 4.3.1. По способу присоединения к трубопроводу запорная арматура подразделяется на фланцевую, муфтовую и приварную. Муфтовая чугунная арматура рекомендуется только для трубопроводов с условным проходом не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды. Муфтовая стальная арматура может применяться на трубопроводах для всех сред при условном проходе не более 40 мм. Вопрос 4 Плоские приварные фланцы разрешается применять для трубопроводов См. п. 4.4.2. Инструкции РД 39-132-94 4.4.2. Плоские приварные фланцы разрешается применять для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2,5 МПа и температуре среды не выше плюс 300° С. Вопрос 5 Отбортованные заглушки разрешается устанавливать на трубопроводах См. п. 4.9.3. Инструкции РД 39-132-94 4.9.3. Отбортованные заглушки по ГОСТ 17379-83 (прил. 41) разрешается устанавливать на трубопроводах при Ру до 10,0 МПа. Вопрос 6 Не допускается изготовление крепежных деталей из: См. 4.10.3. Инструкции РД 39-132-94 4.10.3. Не допускается изготовление крепежных деталей из кипящей, полуспокойной, бессемеровской и автоматной сталей. Материал заготовок или готовые крепежные изделия из качественных углеродистых, а также теплоустойчивых и жаропрочных легированных сталей должны быть термообработаны. Для крепежных деталей, применяемых при давлении до 1,6 МПа и рабочей температуре до плюс 200° С, а также крепежных деталей из углеродистой стали с резьбой диаметром до 48 мм термообработка необязательна (прил. 45). Основные требования к строительству промысловых трубВопрос 1 Крановые узлы, отводы, тройники, катодные выводы, задвижки на подземной части трубопровода следует изолировать: См. п.5.5.12. Инструкции РД 39-132-94 5.5.12. Крановые узлы, отводы, тройники, катодные выводы, задвижки следует изолировать покрытиями, которые определены проектом: на подземной части и не менее 15 см над землей — битумными мастиками или полимерными липкими лентами; на надземной части — покрытиями, применяемыми для защиты трубопровода от атмосферной коррозии. Вопрос 2 Допускается ли исправление дефектов на чугунной арматуре сваркой? См. п.5.6.9. Инструкции РД 39-132-94 5.6.9. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой. Вопрос 3 При укладке трубопровода в траншею допускается минимальное расстояние между трубопроводом и стенками траншеи: См. п.5.8.4 Инструкции РД 39-132-94 5.8.4. При укладке трубопровода в траншею допускается: минимальное расстояние между трубопроводом и стенками траншеи — 100 мм, а на участках, где предусмотрена установка грузов или анкерных устройств, – 0,45 Д + 100 мм, где Д — диаметр трубопровода. Вопрос 4 Индивидуальное опробование отдельных установок электрохимической защиты следует производить: См. п.5.11.14 Инструкции РД 39-132-94 5.11.14. Индивидуальное опробование следует производить не ранее чем через 8 дней после окончания монтажа анодного заземления. В процессе этих работ проверяют соответствие фактического значения сопротивления растеканию защитного и анодного заземлений проектным значениям и испытывают катодные установки не менее 72 часов в максимальном режиме. После 72-часового испытания должно быть проверено состояние всех узлов и элементов защитной установки, оформлен паспорт на каждую установку и составлен акт приемки оборудования заказчиком. Контроль качества, очистка, испытание и приемка в эксплуатацию промысловых трубопроводов.Вопрос 1 Что означает буква «Б» в маркировке труб, прошедших освидетельствование? См. п.6.1.15 Инструкции 39-132-94 6.1.15. Трубы (детали, элементы арматуры), прошедшие освидетельствование, должны быть промаркированы. Маркировка производится на расстоянии 100-150 мм от торца несмываемой краской в следующем порядке: порядковый номер трубы (детали, элемента арматуры); индекс категории, к которой отнесена труба (деталь, элемент арматуры) после освидетельствования: П — пригодный для использования в газонефтепроводном строительстве; Р — требующие ремонта для дальнейшего использования в газонефтепроводном строительстве; У — пригодные для использования в других отраслях народного хозяйства; Б — непригодные к дальнейшему использованию. Вопрос 2 Промысловые трубопроводы должны подвергаться очистке полости и испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию См. п.6.2.2. Инструкции РД 39-132-94 6.2.2. Промысловые трубопроводы должны подвергаться очистке полости и испытанию на прочность и герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект). Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочим проектом и проектом организации строительства (ПОС). Вопрос 3 Какими способами проводятся испытания промысловых трубопроводов? См. п.6.2.7 Инструкции РД39-132-94 6.2.7. Вид испытаний (на прочность, герметичность), способ испытания (гидравлическое, пневматическое, комбинированное), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытания необходимо принимать в соответствии с проектной документацией. Проектную величину испытательных давлений определяют в соответствии с руководящими документами. Вопрос 4 Разрешается ли продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом? См. п.6.2.14 Инструкции РД 39-132-94 6.2.14. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются. Вопрос 5 Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны См. п.6.2.16 Инструкции РД 39-132-94 6.2.16. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны: а) вести наблюдения на закрепленных за ними участках трубопровода; б) не допускать нахождения людей, животных и движения транспорта в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения; в) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки, испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода. При испытании наземных и надземных трубопроводов размеры опасных зон, указанные в табл. 6.2, должны быть увеличены в 1,5 раза. Вопрос 6 Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается: См. п.6.3.7. Инструкции РД 39-132-94 6.3.7. Эксплуатация трубопровода, не принятого государственной приемочной комиссией, не допускается. Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата подписания акта государственной приемочной комиссией. Эксплуатация и техническое обслуживание трубопроводовВопрос 1 Когда необходимо производить первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов? См. п.7.5.2.2 Инструкции РД 39-132-94 7.5.2.2. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями (табл. 7.1). Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо производить не позднее чем через 1 год. Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов. Таблица 7.1 Периодичность ревизии трубопроводов
Вопрос 2 Под проходным давлением понимается: См. п.7.1.1 Инструкции РД 39-132-94 7.1.1. Под проходным давлением понимается избыточное давление в определенной точке системы сбора продукции скважин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции. Вопрос 3 Если проходное давление превышает установленное регламентом, то это свидетельствует: См. п.7.1.5. Инструкции РД 39-132-94 7.1.5. Если проходное давление выходит за пределы изменений, указанные в регламенте, то это свидетельствует о неполадках в работе системы: а) если давление превышает установленное регламентом для данной точки системы сбора, то это свидетельствует или о произведенных переключениях, не предусмотренных регламентом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах за данной точкой, появившихся в результате отложений парафина, песка, неисправности или перекрытия запорной арматуры; б) если давление менее установленного регламентом, то это также может быть следствием выполненных переключений, но может быть следствием потери герметичности трубопровода перед или за данной точкой системы. Вопрос 4 При очистке трубопроводов от парафина, воды и механических примесей, выбор очистных устройств проводится: См. п.7.2.5. Инструкции РД 39-132-94 7.2.5. Выбор очистных устройств проводится по их техническим характеристикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений. Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители: шаровые (РШ); манжетные (РМ-ПС), очистные поршни (ОПРМ), разделители с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические (ДЭК, ДЭК-РЭМ) и др. Очистные скребки универсальны в применении, обеспечивают высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные (ЩС, ЩСП), гибкие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС), скребки многоцелевые рессорные (СМР) и др. Вопрос 5 Наилучшие условия очистки нефтепроводов обеспечиваются при скоростях потока См. п.7.2.6. Инструкции РД 39-132-94 7.2.6. Пропуск очистного устройства допускается при скоростях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов и 4-7 м/с — для газопроводов. Вопрос 6 Для удаления воды и конденсата газопровод должен быть оборудован: См. п.7.2.7 Инструкции РД 39-132-94 7.2.7. Для удаления воды и конденсата газопровод должен быть оборудован дренажными устройствами или конденсатосборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скопления. Конденсатосборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости, а также возможна перекачка конденсата насосом в ближайший нефтепровод. Наземная часть конденсатосборника помещается в кожухе с запирающимся устройством для исключения доступа посторонних лиц. Вопрос 7 Трасса подземных трубопроводов должна быть закреплена на местности постоянными знаками, устанавливаемыми: См. п.7.3.2. Инструкции 39-132-94 7.3.2. Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5-2 м. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации. Вопрос 8 В каких случаях проводится внеочередной осмотр трубопровода? См. п.7.5.2.5. Инструкции РД 39-132-94 7.5.2.5. При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо: освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи; провести тщательный наружный осмотр; провести (по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, приспособленным для работ в особо тяжелых условиях); простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу; при возникновении сомнений в качестве сварных швов произнести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами; проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке; разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами; проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно — прокладок; испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонтных работ; объемы работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора. Вопрос 9 Кто определяет вид и объем диагностических обследований промысловых трубопроводов? См. п. 7.5.3.2. Инструкции РД 39-132-94 7.5.3.2. Вид и объем диагностических обследований ПТ определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследования аварийных образцов. Вопрос 10 Фланцы отбраковывают при: См. п. 7.5.4.3. Инструкции РД 39-132-94 7.5.4.3. Фланцы отбраковывают: при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей; наличии раковин, трещин и других дефектов; уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы. Вопрос 11 При проведении ремонтных работ на трубопроводах зачистка поверхности шлифованием и покрытие изоляцией производятся в тех случаях: См. п. 7.5.6.14 Инструкции РД 39-132-94 7.5.6.14. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изоляцией производятся в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10 % минимальной толщины стенки трубы. Вопрос 12 Как часто должен проводиться визуальный контроль фактической глубины заложения трубопровода? См. п.7.3.12 Инструкции РД 39-132-94 7.3.12. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения трубопроводов, указанная в п. 3.1.21 настоящего документа. Фактическая глубина заложения должна контролироваться: визуально — 2 раза в год (весной, осенью); трассоискателем или шурфованием — 1 раз в 3 года; на пахотных землях — 1 раз в год. Вопрос 13 Какова периодичность диагностики промысловых трубопроводов II категории? См. п.7.5.3.4. Инструкции РД 39-132-94 7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже: одного раза в год — для трубопроводов I категории: одного раза в 2 года —”— II категории; одного раза в 4 года —”— III категории; одного раза в 8 лет —"— IV категории. Срок последующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля. Вопрос 14 Какова периодичность гидравлических испытаний трубопроводов на прочность и плотность? См. п. 7.5.5.1 Инструкции РД 39-132-94 7.5.5.1. Надежность работы выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, внутрипромысловых напорных нефтепроводов, нефтепроводов товарной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов должна проверяться путем периодических гидравлических испытаний на прочность и плотность. Периодические испытания трубопроводов приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода. Периодичность проведения испытаний должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой в соответствии с указаниями п. 7.5.2.2. для данного трубопровода, но не реже одного раза в восемь лет. Вопрос 15 Как часто необходимо проводить осмотр состояния установленного оборудования трубопровода, находящегося в консервации? См. п.7.5.7.5. Инструкции РД 39-132-94 7.5.7.5. За трубопроводом, находящимся в консервации, должно быть установлено постоянное наблюдение: а) в первые 10 дней после консервации необходимо ежедневно проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц; б) периодически, но не реже одного раза в месяц, следует измерять давление консерванта. Вопрос 16 Каким образом проводится обследование трубопровода при аварии с выходом нефти? См. п. 7.5.3.16. Инструкции РД 39-132-94 7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвенной коррозии — в случае выхода продукта в другом месте. При обнаружении коррозионного поражения в контролируемой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов. Сварочные работы на трубопроводахВопрос 1 Какие требования должны соблюдаться при сборке труб с одинаковой нормативной толщиной стенки? См. п. 8.3.6. Инструкции РД 39-132-94 8.3.6. При сборке труб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться следующие требования: смещение внутренних кромок бесшовных труб не должно превышать 2 мм. Допускается на длине не более 100 мм местное внутреннее смещение кромок, не превышающее 3 мм; величина наружного смещения в этом случае не нормируется, однако должен быть обеспечен плавный переход поверхности шва к основному металлу в соответствии с технологической картой; смещение кромок сварных труб не должно превышать 20 % нормативной толщины стенки, но не более 3 мм. Измерения величины смещения кромок допускается проводить по наружным поверхностям труб сварочным шаблоном. Для труб с нормативной толщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40 % нормативной толщины стенки, но не более 2 мм. Порядок учета, расследования и ликвидации отказов и повреждений трубопроводовВопрос 1 Прибывший первым к месту аварии на промысловом трубопроводе руководитель работ обязан: См. п.9.4.5 Инструкции РД 39-132-9 9.4.5. Прибывший первым к месту аварии на ПТ руководитель работ обязан: установить предупредительные знаки для ограждения места аварии; принять меры к предупреждению дальнейшего растекания нефти, исключив попадание ее в водоемы и населенные пункты; разместить технические средства и персонал аварийно-восстановительной бригады (АВБ) на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности; предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении аварии вблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта; уточнить место и размеры аварии; выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделения, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и другие сведения; при возникновении аварии вблизи ЛЭП, железных и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии. |