Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ (с изменением 1) (стр. 16 )

При невозможности устранения дефекта вырезкой в сроки, указанные в техническом отчете, допускается его ремонт методом, указанным в таблице 9.1, на срок не более 1 года от выпуска технического отчета. Устранение таких дефектов временными методами ремонта должно быть согласовано «Транснефть».

Таблица 9.1 - Методы устранения дефектов

№ п/п	Описание дефекта	Ремонтная конструкция
давление менее 8,5 МПа	давление более 8,5 МПа
1	2	3	4
1	Вмятина (с проходным сечением более 85 % от внутреннего диаметра трубы)	П2	П2ВД
2	Вмятина с дополнительным дефектом, вмятина примыкающая к сварным швам*
2.1	Вмятина с дополнительным дефектом, вмятина примыкающая к продольным сварным швам*	П2	П2ВД
2.2	Вмятина с дополнительным дефектом, вмятина, примыкающая к сварным швам*	П4	П4ВД
3	Гофр (с проходным сечением более 85% от внутреннего диаметра трубы, протяженностью в окружном направлении менее 90% от длины окружности трубы)	П6	П6ВД
4	Гофр с доп. дефектом, гофр примыкающий к сварным швам
4.1	Гофр с дополнительным дефектом, гофр примыкающий к сварным швам*	П6	П6ВД
4.2	Гофр с дополнительным дефектом, гофр примыкающий к сварным швам длиной равной или менее 100 мм	П4	П4ВД
5	Механическое повреждение типа «риска»	П2	П2ВД
6	Трещина (на поверхности трубы)	П2	П2ВД
7	Расслоение с выходом на поверхность	П2	П2ВД
8	Дефектный поперечный сварной стык	П3	П3ВД
9	Дефект продольного сварного шва (непровар, несплавление, аномалия)	П2	П2ВД
* - считается примыкающей к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы вмятины/гофра меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

9.6.2.1 Подрядчик должен вскрыть и устранить причины образования вмятин на нижней образующей трубы (180±45 град.) с параметрами, не превышающими указанных в приложении У. Протяженность участка устранения не должна быть более 24 м в обоих направлениях от дефекта, подлежащего устранению.

9.6.2.2 Перечень вмятин, у которых должны быть устранены причины их образования, указывается в техническом отчете по результатам пропуска ВИП (таблица 10.5 Т.1, Т.2 и таблица 10.3 Т.3 и Т.4. приложения Т).

9.6.2.3 Вскрытие вмятин для устранения причин их образования должно производиться последовательно. Вскрытие каждой последующей вмятины, входящей в данный участок, должно производиться после выполнения подбивки предыдущей.

Запрещается одновременное вскрытие двух и более вмятин (групп вмятин) в одном направлении от дефекта, подлежащего устранению.

Грунт для подбивки и засыпки должен содержать не менее 30 % несвязного минерального заполнителя и твёрдые включения фракции не более 50 мм.

9.6.2.4 По результатам устранения дефекта оформляется исполнительная документация в соответствии с требованиями ОР-91.010.30-КТН-266-10.

9.6.3  Контроль за устранением дефектов осуществляют представители Заказчика и органа строительного контроля. Представители назначаются приказами по организациям Заказчика и Органа строительного контроля.

9.6.4  Контроль за сохранностью нефтепровода/нефтепродуктопровода и безопасным производством работ при устранении дефектов осуществляет Заказчик в соответствии с требованиями РД-13.110.00-КТН-319-09, ОР-91.010.30-КТН-111-12.

9.6.5  По результатам устранения дефекта Подрядчик оформляет акт об устранении дефекта в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-077-10. Акт подписывают представители Подрядчика и органа строительного контроля.

9.6.6  Сварные швы заменяемых участков должны подвергаться контролю как гарантийные стыки. Сварные стыки подвергаются визуально-измерительному, ультразвуковому и радиографическому контролю. По результатам контроля оформляются заключения о годности сварного стыка в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10. К заключению прилагается снимок радиографического контроля.

9.6.7  Разрешительная и исполнительная документация по устранению дефектов оформляется в соответствии с ОР-91.010.30-КТН-266-10.

9.6.8  Сварные швы ремонтных конструкций должны подвергаться неразрушающему контролю в соответствии с РД-75.180.00-КТН-274-10 и РД-23.040.00-КТН-386-09 .

9.7  Устранение дефектов по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года

9.7.1  Работы по устранению дефектов, выявленных пропуском ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года, производятся в соответствии с п. 9.6 настоящего регламента.

9.7.2  Устранение дефектов, выявленных пропуском ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года, производится в соответствии с приложением У настоящего регламента не позднее одного года после ввода участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в эксплуатацию.

10  Организация и производство работ по испытанию нефтепровода/нефтепродуктопровода

10.1  Гидравлическое испытание на прочность и проверку на герметичность участка трубопровода производит Подрядчик под контролем Заказчика и Органа строительного контроля.

10.2  Испытания проводятся по готовности всего испытываемого участка нефтепровода/нефтепродуктопровода: после полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, обеспечения связи и представленной Подрядчиком исполнительной документации на испытываемый объект:

-  на прочность в течение 24 часов на давление Рисп по участкам, определяемое проектом.

-  на герметичность не менее 12 часов на давление Рраб.

10.3  Участки нефтепровода/нефтепродуктопровода, содержащие трубы с разной толщиной стенки, испытываются в следующем порядке.

Отдельно испытываются участки и ППМН с наибольшими (максимальными) толщинами стенок категорий B, I, переходы через железные и автомобильные дороги I и II категорий, пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более.

При испытании на прочность участков с различными толщинами стенок местоположение нижней точки должно приниматься на участке с наименьшей толщиной стенки. Давление в этой нижней точке должно достигать Pзав, принимаемого по техническим условиям на трубы. При этом давление в любой точке испытательного участка должно быть не меньше 1,25 Pраб для участков (I, II, III и IV категорий). С учетом указанных требований следует определять границы испытываемого участка, максимальная протяженность которого не должна превышать 110 км. В проекте должны быть указаны испытательные давления в верхней и нижней точках участков нефтепровода/нефтепродуктопровода и в точках контроля давления (установки манометров).

Участки совместного испытания назначаются в зависимости от рельефа местности, места водозабора и т. д. и определяются проектом. Участки совместного испытания, имеющие в составе линейные задвижки, разделяются задвижкой на два участка (рис.1).

Разделение участков совместного испытания, на количество более двух участков запрещено.

Рисунок 10.1

Участки совместного испытания, имеющие в составе линейные задвижки (рисунок 10.1), испытываются в следующей последовательности:

-  При испытании на прочность произвести подъём давления до величины испытательного давления Рзав в нижней точке, определенного проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода с наименьшей толщиной стенки.

При этом давление в любой точке испытуемого участка должно быть не меньше 1,25 Pраб, определённого проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода с наименьшей толщиной стенки.

-  Закрыть линейную задвижку. Поднять давление на участке, в составе которого имеются трубы с большей толщиной стенки, до величины испытательного давления Рзав в нижней точке, определенного проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода с наибольшей толщиной стенки.

При этом давление в любой точке испытуемого участка должно быть не меньше 1,25 Pраб, определённого проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода.

При использовании линейной арматуры в качестве ограничительного элемента перепад давлений не должен превышать максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры, установленной заводом-изготовителем.

Гидравлические испытания на герметичность должны проводиться на давление в верхней точке испытательного участка, равном Pраб.

Испытательное давление в нижней точке испытательного участка Рзав. для каждой толщины стенки определяется по техническим условиям на трубы. Если для труб с одинаковой толщиной стенки имеется различие по величине заводского испытательного давления Рзав., то Рзав. выбирается по наименьшему из всех значений. В верхней точке испытательного участка величина испытательного давления должна быть не менее чем 1,25 Рраб. - для участков I, II, III, IV категорий, и не менее чем 1,5 Рраб. - для участков категории В.

10.4  Работы по испытанию трубопроводов Подрядчик выполняет после вывода персонала и строительной техники в зону безопасности.