практическая работа. вопросы и ответы по РД39-132-94. Вопрос 1 На какие трубопроводы распространяются настоящие правила ответ

• Название: Вопрос 1 На какие трубопроводы распространяются настоящие правила ответ
• Анкор: практическая работа
• Дата: 01.02.2022
• Размер: 121.5 Kb.
• Имя файла: вопросы и ответы по РД39-132-94.doc
• Тип: Регламент; #348740

Общие положения

Вопрос 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:

 

Напряжение, кВ	До 1,0	От 1 до 20	От 35 до 110	150	220
Расстояние над тру­бопроводом, м	1,0	3,0	4,0	4,5	5,0

 

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 трубопроводов

Вопрос 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 труб

Вопрос 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 трубопроводов

Вопрос 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

 

Объект ревизии	Периодичность ревизий трубопроводов по категориям
	I	II	III	IV
Трубопроводы на расстоянии менее 200 м от мест обслужива­ния людьми	Не реже одного раза в год	Не реже одного раза в год	Не реже одного раза в 2 года	Не реже одного раза в 4 года
Трубопроводы на расстоянии более 200 м от мест обслужива­ния людьми	Не реже одного раза в год	Не реже одного раза в 2 года	Не реже одного раза в 4 года	Не реже одного раза  в 8 лет

 
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 трубопроводах

Вопрос 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 трубопроводов

Вопрос 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.