При производстве третьего этапа выполняются следующие виды полевых работ:
наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части ПП;
гидрографическая съемка русловой части зоны ремонта ПП с засыпанным трубопроводом в масштабе М 1:500.
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
оформление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой с засыпанным трубопроводом на участке работ и участка проведения дноукрепительных работ;
оформление продольного профиля по оси засыпанного трубопровода;
оформление окончательного отчета.
В случае наличия расхождений в данных по планово-высотному положению ПП, полученных при контрольном обследовании, с данными, полученными при проведении инженерных изысканий, материалы контрольного обследования должны быть переданы в организацию, выполнявшую проектные работы по КР ПП, которая вносит корректировки в рабочую документацию или принимает решение об отсутствии необходимости внесения изменений.
Земляные работы, в зависимости от принятой схемы ремонта, могут включать:
планировку или устройство площадок для ремонта подъездных путей;
устройство амбара/амбаров или подготовка существующего амбара/амбаров для размещения откачиваемой нефти (нефтепродуктов) из нефтепровода (нефтепродуктопровода) на ремонтируемом участке;
вскрытие ремонтируемого перехода на русловых и береговых участках;
дозаглубление русловых и береговых участков перехода до проектных отметок (ремонт методом подсадки);
разработку новой подводной траншеи в новом створе;
засыпку отремонтированного трубопровода грунтом с берега, с плавучих средств, льда;
устройство берегоукреплений, русловыпрямляющих сооружений.
В зависимости от технических условий в проектной документации могут быть предусмотрены и другие виды работ, относящиеся к земляным.
Земляные работы при КР ПП МН (МНПП) выполняются механизированным способом. Вскрытие трубопровода под водой в непосредственной близости от трубы проводится гидромонтиром при помощи водолазов.
Выполнение земляных работ на ПП МН (МНПП) с применением земснарядов определяется в проектной документации. ППР (работы в судоходном ходе) согласовываются с Бассейновым управлением водного пути.
Способы выполнения земляных работ при КР ПП МН (МНПП) определяются в проектной документации.
Выбор типа механизмов для подводной разработки траншеи осуществляется с учетом:
физико-механических свойств грунта;
характеристик водной преграды (ширины, глубины, скорости течения, волнения, судоходности);
технических и технико-экономических показателей земснарядов;
условий транспортировки грунта к месту отвалов с учетом требований охраны водной среды;
возможности доставки техники на ремонтируемый ПП;
требуемых сроков выполнения работ на ПП.
Выбор механизмов для земляных работ должен быть приведен в проекте организации строительства и уточнен в ППР.
Разработка траншей в прибрежных и русловых участках производится в соответствии с ППР.
В ППР указываются обязательные условия выполнения работ, в том числе:
размеры траншеи (длина, ширина и глубина);
объем выемки;
расчетная производительность используемого механизма для конкретных участков перехода;
планируемое рабочее время, необходимое для выполнения работ и плановых остановок;
место отвалов грунта;
очередность выполнения работ на переходе.
Разработка котлована производится с применением землесосных снарядов, грунтососов, гидромониторов с установкой их на барже или понтоне.
Разработка скального грунта выполняется водолазами вручную с использованием грузоподъемных механизмов.
Последовательность работ при разработке котлована:
установить на баржу или понтон оборудование для работы, выполнить монтаж сбросного пульпопровода, установить водолазную станцию;
вскрыть трубопровод;
спланировать дно и откосы котлована гидромонитором;
провести контроль заложения откосов, отметок дна и габаритов котлована, закрепить буйками границы разработанного котлована;
оформить акт на выполнение работ.
При разработке грунт из котлована перемещается во временный подводный отвал ниже по течению.
Недоработка рабочего котлована не допускается. Допускается переработка на величину не более 0,2 м.
Крутизну откосов подводных траншей следует принимать с учетом безопасных условий производства водолазных работ и физико-механических свойств грунтов. Величина откосов устанавливается в проектной документации.
В русловой части и на участках подтопления для обеспечения повышенной устойчивости защитного слоя предусматривается применение конструкций на основе габионов, матов Рено, гибких бетонных матов. Устранение провисов и оголений трубопровода отсыпкой песчано-гравийной смеси без применения конструкций, обеспечивающих повышенную устойчивость защитного слоя, не рекомендуется.
Засыпка оголенного участка ПП МН (МНПП) выполняется до отметок, предусмотренных в проектной документации.
Капитальный ремонт ПП МН (МНПП) путем его полной замены.
Ремонт ПП МН (МНПП) путем его полной замены осуществляется путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки нового в существующую траншею без изменения категории трубопровода.
Работы при КР ПП МН (МНПП) путем его полной замены включают:
водолазное обследование дна реки;
разработку подводной и прибрежной траншей;
отключение и освобождение нефтепровода от транспортируемого продукта;
отключение средств электрохимической защиты;
демонтаж существующего трубопровода;
подготовку плети с контролем свариваемых стыков;
испытание трубопровода на прочность и герметичность;
монтаж в передней части протаскиваемого трубопровода оголовка;
прикрепление тягового троса к оголовку протаскиваемого трубопровода;
протаскивание первой плети укладываемого в подводную траншею трубопровода;
приварку второй и последующих плетей с контролем сварных стыков и продолжение процесса протаскивания;
водолазное обследование уложенного в подводную траншею трубопровода;
контрольные промеры укладки трубопровода на проектные отметки;
испытание уложенного трубопровода на прочность и герметичность;
вытеснение испытательной жидкости;
засыпку подводной траншеи с трубопроводом;
водолазное обследование засыпанного трубопровода;
подключение средств электрохимической защиты;
врезку в действующую сеть;
нанесение защитного покрытия на сварные стыки;
открытие задвижек и заполнение трубопровода нефтью (нефтепродуктом);
разравнивание грунта после протаскивания трубопровода и засыпка траншеи на береговом участке ПП МН (МНПП).
Демонтаж старой нитки ПП МН (МНПП) производится разрезанием его существующими методами подводной резки и поднятием на поверхность с помощью понтонов либо способом протаскивания трубопровода по дну с использованием наземной строительной техники.
Работы по подъему и укладке трубопроводов рекомендуется производить в присутствии лица, ответственного за производство работ.
Перед подъемом трубопровода выполняются все мероприятия, предусмотренные в ППР, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращение аварийных ситуаций.
При КР укладка МН (МНПП) выполняется:
протаскиванием трубопровода или отдельных его плетей по дну водоема;
свободным погружением (опусканием) плавающего трубопровода на дно путем заполнения его водой или открепления понтонов, удерживающих трубопровод на поверхности водоема;
опусканием с помощью плавучих кранов.
Укладка способом протаскивания трубопровода или отдельных его плетей по дну водоема применяется при полной замене ремонтируемой трубы и при наличии:
плавного рельефа одного из берегов в створе перехода, при котором возможна планировка грунта на этом участке в соответствии с допустимым радиусом изгиба трубопровода при его протаскивании;
достаточных размеров площадки в створе перехода для устройства спусковой дорожки, на которую устанавливают нитку трубопровода или плеть перед протаскиванием.
Укладка способом свободного погружения (опусканием) плавающего трубопровода на дно при КР ПП МН (МНПП) может выполняться при замене дефектного участка трубопровода с подъемом над поверхностью воды, при прокладке новой нитки трубопровода взамен старой при следующем условии:
пересекаемая водная преграда несудоходна или в месте перехода возможен перерыв в судоходстве на время установки трубопровода в створе перехода и погружения его на дно;
поверхностная скорость течения не превышает 2 м/с;
трассировка перехода на берегах предусматривает прокладку трубопроводов с кривыми вставками.
Укладка с помощью плавучих кранов рекомендуется к применению для участков с криволинейными береговыми линиями, когда невозможно использовать способ укладки протаскиванием трубопровода по дну или свободным погружением, или эти способы неоправданно дороги.
Ремонт с использованием конструкции «труба в трубе» выполняют в следующей последовательности:
отключение и освобождение нефтепровода от транспортируемого продукта;
отключение средств электрохимической защиты;
чистка полости кожуха от загрязнений (в качестве кожуха используется старая труба);
подготовка плети с контролем свариваемых стыков;
испытание трубопровода на прочность и герметичность;
монтаж направляющих колец;
установка оголовка на головной конец плети рабочего трубопровода;
протаскивание плети рабочего трубопровода в кожух;
испытание уложенного трубопровода на прочность и герметичность;
установка герметизирующих устройств по концам кожуха;
подключение средств электрохимической защиты;
врезка в действующую сеть;
открытие задвижек и заполнение трубопровода нефтью (нефтепродуктом).
Выборочный ремонт дефектов. Для ремонта дефектных секций и отдельных дефектов МН (МНПП) применяются следующие методы ремонта:
шлифовка;
заварка;
установка ремонтной конструкции, в том числе гидромуфт.
Методы ремонта секций, содержащих дефекты, и отдельных дефектов определяются в проектной документации исходя из перечня дефектов с учетом их параметров, взаимного расположения и несущей способности ремонтных конструкций.
Выборочный ремонт дефектов секций выполняется как с применением герметизирующих камер, так и без применения. Необходимость применения герметизирующих камер определяется в проектной документации.
Ремонт с применением герметизирующих камер выполняют в следующей последовательности:
отключение и освобождение МН (МНПП) от транспортируемого продукта;
вскрытие трубопровода и формирование котлована для установки герметизирующей камеры;
демонтаж балластировки и футеровки;
монтаж герметизирующей камеры;
откачка воды из герметизирующей камеры;
снятие изоляции;
проведение ремонта методом шлифовки, заварки или установкой муфты;
восстановление изоляции трубопровода;
восстановление футеровки и балластировки;
демонтаж герметизирующей камеры;
подсыпка дна котлована грунтом (для обеспечения возможности восстановления изоляции водолазом);
восстановление изоляции в местах контакта гермокамеры с трубопроводом;
подбивка трубопровода мешками с песком;
засыпка котлована.
Для выполнения ремонта с применением герметизирующих камер в зимний период выпиливается майн на поверхности льда.
Работы по устройству майны выполняют в следующем порядке:
производят расчистку участка от снега бульдозером по 10 м от кромок майны для размещения техники, спасательных средств, рабочего оборудования;
выполняют продольные прорези на расстоянии 0,5-1,0 м, затем прорези, перпендикулярные к ним, на расстоянии 0,5-1,0 м друг от друга;
посыпают песком или шлаком лед около майны и места работы;
удаляют карты льда из майны при помощи экскаватора (автокран) и перемещают трактором из зоны производства работ (в соответствии с проектной документацией);
выполняют ограждение майны предупредительными знаками.
Допустимая для начала выполнения работ толщина ледового покрова устанавливается в проектной документации.
Для обеспечения безопасного выполнения работ по установке и перемещению механизмов, людей, грузов, конструкций и размещению средств ремонта проектной документацией может предусматриваться наращивание существующего ледового покрова реки. Намораживание льда производится поливкой водой с разбрызгиванием, толщиной не более 2/3 толщины основного льда.
Метод ремонта оголенных и провисших участков укладкой мешков и с применением гибких бетонных матов, матов Рено (габионов).
Технологическая последовательность работ при капитальном ремонте ПП МН (МНПП) оголенных и провисших участков укладкой мешков:
установить плавучее средство;
произвести подбивку мешков с песком под отремонтированный трубопровод вручную при подаче их с помощью грузоподъемного механизма;
засыпать котлован;
спланировать поверхность;
провести укрепление поверхности дна щебнем.
Последовательность операций, схема и способ укладки унифицированных гибких бетонных матов, матов
Рено (габионов) определяется в ППР с учетом требований производителя, указанных в инструкции по монтажу.
При производстве работ по КР не допускается укладка унифицированных гибких бетонных матов, матов Рено (габионов) непосредственно на незащищенный трубопровод, что может привести к нарушению целостности изоляционного покрытия.
Капитальный ремонт ПП МН (МНПП) методом «вырезка катушки» производится в пойменной части в следующей последовательности:
выполнение земляных работ;
врезка вантузов в нефтепровод (нефтепродуктопровод), остановка перекачки и откачка нефти (нефтепродукта) из трубопровода;
вырезка катушки;
герметизация полости труб;
установка катушки.
В состав земляных работ входят:
разработка и обустройство ремонтных котлованов;
планировка земли на трассе прохождения временных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) для откачки-закачки нефти (нефтепродуктов);
устройство амбара/амбаров или подготовка существующего /амбаров для размещения откачиваемой нефти (нефтепродуктов) из нефтепровода (нефтепродуктопровода) на ремонтируемом участке (при использовании);
подготовка горизонтальных площадок для резинотканевых емкостей (при использовании);
обратная засыпка (после выполнения работ) ремонтного котлована, амбара/амбаров;
техническая и биологическая рекультивация земель (после выполнения работ) на месте производства ремонтных работ.
Разработка котлована должна осуществляться экскаватором. Для предотвращения повреждения нефтепровода (нефтепродуктопровода) ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей нефтепровода (нефтепродуктопровода) и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,2 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.
При разработке ремонтного котлована нефтепровод вскрывается сверху на глубину не менее 0,6 м от нижней образующей трубы до дна котлована. Длина котлована определяется длиной вырезаемой «катушки», длиной участка снятия и нанесения изоляции и должна быть не менее 2,5 м по дну котлована, при этом длина участка вскрытого подкопом не должна превышать значений, приведенных в таблице 1.
Таблица 1 – Максимально допустимая длина подкопанного участка в зависимости от диаметра нефтепровода (нефтепродуктопровода)
Диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода)
на участке прямой врезки, мм
|
Максимально допустимая длина подкопанного участка, м
|
До 530 включительно
|
7
|
От 630 до 720
|
10
|
820
|
12
|
1020, 1067
|
13
|
1220
|
14
|
Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. При разработке котлована должна быть обеспечена крутизна откосов в соответствии со СНиП 12-04-2002.
Для возможности спуска и выхода работающих, котлован оснащается инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 от глубины котлована, из расчета по две лестницы на каждую сторону торца котлована, и для работы в ночное время светильниками во взрывозащищенном исполнении.
На болотах типа I ремонтный котлован должен быть сооружен одним из способов:
с креплением стенок котлована – стенки ремонтного котлована укрепляются металлическими шпунтами;
комбинированным методом – с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды.
На болотах типа II ремонтный котлован должен быть сооружен одним из способов:
с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды;
с применением ремонтной камеры.
При отрицательных температурах наружного воздуха допускается понижать уровень воды в рабочем котловане способом вымораживания.
На болотах типа III ремонтный котлован должен быть сооружен одним из способов:
с отсыпкой рабочей площадки минеральным грунтом с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды;
применением ремонтной камеры.
Для временного хранения нефти (нефтепродуктов), откачанной из ремонтируемого участка (на период проведения работ), применяются земляные амбары и резинотканевые резервуары открытого и закрытого исполнения.
Амбары должны быть заглубленными или наземными.
Наземные амбары обустраиваются в местах с высоким уровнем грунтовых вод, заглубленные амбары разрабатываются в местах с сухими грунтами.
Амбары для временного хранения нефти (нефтепродуктов) в заболоченных местах разрабатываются за пределами болота, на твердом грунте.
Амбары для временного хранения нефти (нефтепродуктов) в скальных грунтах разрабатываются после предварительного рыхления скального грунта механическим или буровзрывным способом.
До начала и в процессе разработки амбара проводится геодезическая разбивка с целью определения объемов амбара и уклона дна к месту расположения приемо-раздаточных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), предназначенных для приема и откачки нефти (нефтепродуктов). Для обеспечения поступления нефти (нефтепродуктов) на дно амбара без образования падающей струи приемо-раздаточные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) опускаются в приямок амбара.
Место расположения амбара и площадок для размещения резинотканевых резервуаров выбирается с учетом безопасных расстояний до сооружений, сетей инженерно-технического обеспечения и места проведения работ.
Расстояние от амбара или от резинотканевого резервуара для нефти (нефтепродуктов) до ремонтного котлована должно быть не менее 100 м.
Расстояние от амбара до линии электропередачи должно быть не менее 1,5 высоты опоры линии электропередачи, но не менее 25 м.
Установка резинотканевых резервуаров производится в соответствии с эксплуатационными документами.
По периметру амбара устраивается земляной вал из уплотненного грунта. Высота земляного вала по периметру амбара не должна превышать 1,5 м, ширина вала по верху должна быть не менее 0,5 м, крутизна откосов должна быть не более 45°. В нижней части амбара должен быть обустроен приямок с размерами, обеспечивающими сбор воды при возможном выпадении осадков. Дно амбара должно быть спланировано и иметь уклон в сторону приямка. Размеры и емкость амбара рассчитываются, исходя из объема откачиваемой нефти (нефтепродуктов), но на заполнение не выше 1 м от верха обвалования (стенки). Площадь амбара не должна превышать 1500 м2, объем не более 10 000 м3. При необходимости сброса большего объема нефти (нефтепродуктов), на расстоянии не менее 100 м друг от друга строится следующий амбар. Дно и стенки земляного амбара должны иметь гидроизоляцию из непроницаемого, нефтестойкого, противофильтрационного покрытия (вкладыша) многоразового применения.
Для приема и откачки нефти (нефтепродуктов) земляные амбары оборудуются приемо-раздаточными нефтепроводами (нефтепродуктопроводами) не менее DN 150, которые распологаются в нижней части обвалования и имеют отвод для спуска в приямок котлована ниже его дна.
По всему периметру амбаров, резинотканевых резервуаров оборудуется ограждение, выполненное из сигнальной ленты и установливаются предупреждающие знаки «Огнеопасно!», «Проход, проезд и въезд запрещен!».
Запрещается нахождение техники, людей и ведение огневых работ на расстоянии менее 100 м от амбара и резинотканевого резервуара.
Для предотвращения испарения нефти (нефтепродуктов), находящейся в амбаре (открытом резинотканевом резервуаре) при его расположении от дорог (мест возможного проезда техники) на расстоянии менее 100 м, зеркало нефти (нефтепродуктов) площадью 1000 м2 и более покрывается специальным составом, обеспечивающим его целостность на все время хранения нефти (нефтепродуктов).
После завершения работ по врезке «катушки» нефть (нефтепродукт) из амбара (резинотканевого резервуара) закачивается обратно в нефтепровод (нефтепродуктопровод) или вывозится на ближайшую нефтеперекачивающую станцию для закачки в нефтепровод (нефтепродуктопровод).
Перед засыпкой ремонтного котлована в скальных, щебенистых, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах, необходимо выполнить подсыпку под и над нефтепроводом (нефтепродуктопроводом) мягким грунтом или гравием фракцией от 20 до 50 мм, толщиной не менее 20 см, произвести подбивку и трамбовку грунта.
Окончательная засыпка нефтепровода (нефтепродуктопровода) проводится грунтом из отвала. Засыпка нефтепровода (нефтепродуктопровода) с учётом рекультивации грунта выполняется с образованием валика высотой до 20 см. По ширине валик должен перекрывать ремонтный котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону от его границ.
Засыпка амбара производится после откачки, уборки нефти (нефтепродуктов) из амбара и удаления загрязненного нефтью (нефтепродуктом) грунта. Указанные работы производятся по отдельным нарядам-допускам с обязательным анализом газовоздушной среды в местах проведения работ с применением автотракторной техники, других агрегатов и механизмов. Выхлопные трубы автотракторной техники должны быть оборудованы искрогасителями.
Засыпка амбара проводится минеральным грунтом из обвалования.
Запрещается использование плодородного слоя почвы для устройства обвалований амбара и засыпки амбара.
Врезка вантузов в нефтепровод (нефтепродуктопровод), остановка перекачки и откачка нефти (нефтепродукта) из трубопровода.
Перед установкой вантуза удаляется изоляционное покрытие на расстоянии до 100 мм от внешних сварных швов, поверхность трубы нефтепровода (нефтепродуктопровода) очистить от грязи, ржавчины и окалины. Освобожденный от изоляции участок трубы подвергается обработке до металлического блеска. Очистка металлической поверхности трубы осуществляется механическим способом (шлифовальная машинка с металлической щеткой) или вручную с помощью металлических щеток.
Поверхность вантуза должна очищается при помощи шлифовальной машинки с металлической щеткой от защитного покрытия (грунта), ржавчины и грязи на ширину не менее 20 мм от свариваемой кромки.
Усиление заводского шва на участке установки вантуза плюс 50 мм в каждую сторону от него удаляют с помощью шлифовальных машинок. Остаточная высота усиления должна находиться в пределах от 0,5 до 1,0 мм. Применяемый инструмент не должен оставлять на поверхности трубы рисок глубиной более 0,2 мм.
Очищенную поверхность участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) под врезку подвергают обследованию.
Длина контролируемого участка определяется из расчета длины вантуза плюс не менее 100 мм в обе стороны от него. Контроль стенки трубы в месте приварки вантуза проводится на ширине не менее 50 мм по обе стороны от линии сварки.
В случае наличия в контролируемой зоне дефектов приварка к трубе не допускается.
Привариваемый торец патрубка, устанавливаемый на вырезаемой (удаляемой) «катушке», подгоняется с применением шаблонов для различных диаметров труб и патрубков. Торец патрубка обрабатывается для обеспечения зазоров под сварку с учетом фактической овальности наружной стенки трубы в месте приварки.
Контроль перпендикулярности патрубка и основной трубы проводят с помощью металлического угольника или маятникового угломера.
При проведении работ по врезке вантузов организуется контроль воздушной среды в рабочей зоне.
Приспособление для вырезки отверстий должно быть рассчитано на рабочее давление не ниже 6,3 МПа, иметь руководство по эксплуатации, паспорт завода-изготовителя.
Приспособление для вырезки отверстий должно иметь устройство, предотвращающее падение вырезанной части в полость нефтепровода (нефтепродуктопровода).
Для работы с приспособлением по вырезке отверстий в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний.
Диаметр вырезаемого отверстия в ремонтируемом нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) должен быть меньше внутреннего диаметра патрубка на 10 – 15 мм, но не менее значений диаметров, рекомендуемых в таблице 2.
Таблица 2 Диаметры отверстий патрубков
Диаметр вантуза DN
|
Диаметр отверстия, мм
|
DN 50
|
30
|
DN 80
|
60
|
DN 100
|
85
|
DN 150
|
125
|
DN 200
|
170
|
Операции по монтажу приспособления на вантуз и его демонтажу выполняются с отключением от энергосетей.
На силовом кабеле не должно быть внешних повреждений, соединительных муфт, «скруток».
Вырезка отверстия в трубопроводе должна производиться при давлении среды в месте вырезки, не превышающем максимального давления, указанного в паспорте на приспособление.
Вырезка «катушки» производится безогневым методом или с применением энергии взрыва.
Производство работ по вырезке «катушки» выполняется по нарядам-допускам и в соответствии с требованиями, указанными в ППР и руководстве по эксплуатации машины для резки труб.
В нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) на месте вырезки «катушки» перед началом и на весь период производства работ обеспечивается поддержание атмосферного давления. На вантузах для впуска воздуха, а также на вантузе на вырезаемой катушке обеспечивается контроль за движением воздуха через вантуз и уровнем жидкости в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и выполнение мероприятия по предотвращению попадания нефти (нефтепродуктов) к месту вырезки «катушки».
За 24 ч до начала вырезки «катушки» отключаются станции катодной и дренажной защиты нефтепровода (нефтепродуктопровода) на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.
Длина вырезаемой «катушки» должна превышать длину дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не менее диаметра нефтепровода (нефтепродуктопровода).
До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки в зависимости от способа выполнения операции удаляется по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм машин для резки труб. Поверхность нефтепровода (нефтепродуктопровода) в местах резки очищается от остатков клея, праймера и мастики.
Перед установкой машины для резки труб или зарядов на нефтепровод (нефтепродуктопровод) котлован зачищается от остатков изоляционных материалов и замазученного грунта.
При проведении работ по вырезке «катушки» с применением машины для резки труб контроль газовоздушной среды в котловане осуществляется каждые 30 минут. Для устранения загазованности применяются приточные вентиляторы с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении, оснащенные прорезиненными рукавами для подачи свежего воздуха в рабочую зону котлована и обеспечивающие восьмикратный обмен воздуха. Вентилятор размещается с наветренной стороны на подготовленной ровной площадке вне котлована на расстоянии не менее 5 м от бровки и заземляется.
Перед вырезкой «катушки» на нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) устанавливается шунтирующая перемычка из медного многожильного кабеля сечением не менее 16 мм2. При ремонте нефтепровода (нефтепродуктопровода) на участках с наличием блуждающих токов электрифицированных железных дорог сечение перемычки расчитывается на максимальный ток дренажа, но не менее 50 мм2. Вырезаемая «катушка» также шунтируется с нефтепроводом (нефтепродуктопроводом).
Длина шунтирующих перемычек должна обеспечивать свободный проход машины для резки труб и демонтаж вырезанной «катушки» из ремонтного котлована.
Машины для резки труб и другое применяемое оборудование при вырезке «катушки» безогневым методом должны иметь паспорта, формуляры.
Герметизация полости труб.
После освобождения нефтепровода (нефтепродуктопровода) от нефти (нефтепродуктов) и вырезки «катушки» внутренняя полость нефтепровода (нефтепродуктопровода) герметизируется до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ.
Внутренняя полость нефтепровода (нефтепродуктопровода) линейной части должна перекрываться герметизаторами. Производство работ по герметизации нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) выполняется по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР и эксплуатационных документах на герметизаторы.
Установка «катушки».
Ввариваемая «катушка» изготавливается из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности, что и основной трубопровод.
После вырезки «катушки» оси соединяемых нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) выставляются в единую продольную линию на расстоянии, позволяющем произвести сборку стыков.
Плоскости торцовых поверхностей стыкуемых труб должны быть перпендикулярны осям этих нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и параллельны друг другу.
Перемещение участков нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) для достижения их соосности осуществляется трубоукладчиками с применением «мягких» полотенец. «Мягкое» полотенце располагается на расстоянии не менее 2 м от герметизатора (тампона) с целью недопущения его повреждения при подъеме трубы и расчитывается под соответствующую грузоподъёмность. Запрещается подъем нефтепровода (нефтепродуктопровода) с применением стропов-удавок и тросовых полотенец.
Торцы стыкуемых труб для проведении дальнейших операций выставляются неподвижными. Неподвижность концов труб обеспечивается фиксированием положения стрелы трубоукладчика и засыпкой нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) грунтом.
При невозможности центровки труб с требуемой точностью, ремонт данного участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) производится монтажом гнутых отводов. Величина угла гнутого отвода определяется проведением геодезической съемки данного участка нефтепровода (нефтепродуктопровода).
Деформированные взрывом торцы нефтепровода (нефтепродуктопровода) отрезают газовой резкой на расстоянии не менее 100 мм с последующей обработкой специализированными станками. Допускается обработка угловой шлифовальной машинкой со снятием слоя металла с обрезанного торца нефтепровода (нефтепродуктопровода) не менее 1 мм и формированием разделки кромок под сварку для труб с толщиной стенки до 17 мм.
Концы труб подвергаются ультразвуковому контролю на длине не менее 100 мм по всему периметру на наличие расслоений.
Подгонка «катушки» производится в следующей последовательности:
разметка «катушки» на трубе, длина которой должна соответствовать длине вырезанного участка с учетом припуска на механическую обработку после газовой резки величиной 2 мм. Длина «катушки», соединительной детали и запорной арматуры с переходными кольцами, готовой к установке, должна быть меньше длины ремонтного участка на 2–3 мм;
разметка линии реза производится мелом или тальком с применением мягких шаблонов либо других специальных приспособлений;
для определения длины монтируемой «катушки» производится измерение длины заменяемого участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) в четырех точках по горизонтальной и вертикальной плоскостям. Разность длин образующих должна составлять не более 3 мм;
неперпендикулярность обработанных торцов «катушки» относительно оси нефтепровода (нефтепродуктопровода) по образующей трубы не должна превышать 2 мм. Угол между продольными осями стыкуемых элементов не должен превышать 1,5°.
Центровка «катушки» с нефтепроводом (нефтепродуктопроводом) производится с применением наружных центраторов.
В случае, когда концы ремонтируемого нефтепровода (нефтепродуктопровода) и «катушки» имеют овальность, для сборки должны применять центраторы, предназначенные для исправления овальности.
При выполнении стыковки захлеста запрещается:
стыковка труб с различной толщиной стенки;
натяжка любого конца трубы для обеспечения необходимого зазора в сварном стыке;
перемещение подвижного конца нефтепровода (нефтепродуктопровода) с радиусом меньше радиуса упругого изгиба нефтепровода (нефтепродуктопровода).
Производство работ по сварке выполняется по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.
Все сварочные материалы (электроды, проволока) должны выпускаться в соответствии с действующими нормативными документами и техническими условиями на каждую марку продукции, быть аттестованы согласно РД 03-613-03 на группу «Нефтегазодобывающее оборудование», иметь соответствующее свидетельство об аттестации.
Все сварочное оборудование (источники сварочного тока, механизмы подачи проволоки и т. д.) должно быть аттестовано согласно РД 03-614-03 на группу «Нефтегазодобывающее оборудование» и иметь свидетельство об аттестации на соответствующий способ сварки.
Для защиты заводской изоляции на месте производства сварочных работ применяется кошма шириной не менее 350 мм и длиной на 100 мм больше длины окружности ремонтируемого нефтепровода (нефтепродуктопровода) в количестве планируемых резов нефтепровода (нефтепродуктопровода).
Сварочные работы производятся сварщиками, прошедшими специальное обучение технике сварки и квалификационные испытания, предусмотренные в СНиП III-42-80*, аттестованными в установленном порядке согласно требованиям ПБ 03-273-99.
Сварка стыков захлеста выполняется без перерывов (не рекомендуется оставлять незавершенные сварные соединения захлеста).
После окончания сварки стык накрывается теплоизолирующим поясом до полного остывания.
Запрещается подогрев стенки трубы и элементов трубопровода при производстве захлестов, вварке «катушек» независимо от величины температуры нагрева и видов применяемых подогревателей (за исключением сварочных работ, выполняемых в соответствии с технологическими картами, разработанными в установленном порядке).
Контроль качества сварных соединений выполняется следующим образом:
операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
визуальным и измерительным контролем и обмером сварных соединений;
проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля.
При несоответствии качества поперечного сварного стыка «катушки», захлёста стык подлежит ремонту или вырезке. Повторный ремонт поперечного стыка не рекомендуется.
Технологический разрыв в этом случае устраняется методом установки «катушки» в соответствии с требованиями настоящего Руководства по безопасности.
Изоляционные работы.
Противокоррозионная защита отремонтированного ПП МН (МНПП) и ремонт изоляции ведется теми же способами и материалами, что и при строительстве ПП МН (МНПП).
При этом следует руководствоваться требованиями, установленными в проектной документации, действующих технических регламентах и нормативно-технической документации.
Изоляционные материалы, применяемые при ремонте
ПП МН (МНПП), должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.
Очистка трубопровода под изоляцию в месте его сваривания производится вручную пневматическими или механическими щетками, скребками с последующей протиркой ветошью. Острые выступы, заусеницы и брызги металла зачищаются специальным инструментом. Не допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного материала или срезание сварных швов.
При выявлении дефекта ремонт изоляции производится путем вырезки поврежденного участка (пузыря, складки, морщины) и установки заплаты (муфты). Заплата (муфта) должна перекрывать вырезанный участок изоляции по периметру не менее чем на 10 мм. Места, поврежденные при проверке качества изоляции, должны быть вновь заизолированы.
После исправления дефектов покрытие проверяется дефектоскопом.
Ремонт изоляционного покрытия ПП МН (МНПП) в русловой части ПП производится с применением герметизирующих камер или в воде водолазом с помощью подводной изоляции.
Изоляционное покрытие ПП МН (МНПП) защищается от механических повреждений футеровкой из негниющих материалов, предусмотренных в проектной документации. Во избежание повреждения изоляции трубопровода тросами в местах их крепления выполняется двухслойная футеровка. Футеровочное покрытие должно быть сплошным. Не допускается наличие просветов между матами. Маты из футеровочной рейки должны плотно прилегать к трубе. На каждом мате устанавливается не менее двух поясов из проволоки диаметром 6 мм по ГОСТ 3282-74 на расстоянии не более 1 м.
Испытание ПП МН (МНПП) на прочность и герметичность. Испытание ПП МН (МНПП) на прочность и герметичность производится гидравлическим способом.
Подводные переходы МН (МНПП) должны испытываться в соответствии с действующей нормативно-технической документацией и технологической картой гидравлического испытания, которая включается в ППР, под руководством комиссии, состоящей из представителей специализированной подрядной организации, представителей строительного контроля и эксплуатирующей организации.
Нефтепровод (нефтепродуктопровод) считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным (с учетом температурных изменений), утечки не обнаружены.
При испытаниях на прочность и герметичность для измерения давления применяются поверенные опломбированные имеющие паспорт дистанционные приборы (манометры) класса точности не ниже 1 с предельной шкалой на давление не менее 4/3 от испытательного.
Заполнение и опорожнение ПП МН (МНПП) производится с использованием разделителей для предотвращения образования воздушных скоплений или скоплений вытесняющего агента.
Ремонт берегоукреплений производится для предотвращения разрушения берега в районе ПП и заключается в замене поврежденных или изношенных конструкций крепления новыми. Границы берегоукрепления в районе ПП определяются на основе анализа процесса переформирования русла, его размываемости и прогноза деформации на период службы перехода. Конструкции берегоукрепления определяются в проектной документации.
|
