ИНСТРУКЦИЯ по технологии сооружения, эксплуатации и

3
Инструкция
по технологии сооружения, эксплуатации и ремонта трубопроводов из МПТ
Металлопластмассовые трубы (МПТ) - это стальные трубы, футерованные полиэтиленовой
оболочкой и с наружной двухслойной полиэтиленовой изоляцией. ТУ 1390-041-43826012-02;
Сертификат № РОСС RU. НО03. Н00133; Разрешение ГГТН №РСС 02-6465. Изготавливаются на
импортном оборудовании ведущих мировых фирм: «Бандера» Италия, «Батлер» США,
«Батенфельд» ФРГ, «Тюбоскоп - Ветка» США, ФРГ. МПТ, это стальная труба, защищённая от
коррозионного воздействия транспортируемой среды по внутренней поверхности за счёт
футерующей полиэтиленовой оболочки и по наружной поверхности от почвенной коррозии за
счёт полимерной изоляции. Концы МПТ имеют конструкцию, позволяющую при сооружении
трубопровода осуществлять сварное соединение по традиционной технологии, с помощью
электродуговой сварки. Протектор, находящиеся в конструкции стыка, защищает от коррозии
внутреннею поверхность трубы на весь срок эксплуатации трубопровода. Для изготовления МПТ
используют стальные трубы, из марок стали 10, 20 группы В. по ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 10705-80.
По согласованию с заказчиком, могут быть использованы трубы из других марок сталей и
изготовленных по другим стандартам. Рабочее давление МПТ определяется принятым расчётным
путём как для стальных труб без покрытия по СНиП 2.04.12.86. «Расчёт на прочность стальных
трубопроводов», но без добавок на коррозию - это не менее 2 мм.
МПТ предназначены для сооружения технологических трубопроводов обустройства
нефтяных месторождений, для транспортирования нефти, агрессивных сточных вод и их
смесей, перекачки пресной воды в системах водоснабжения, различных сред химической,
нефтехимической, нефтеперерабатывающей отраслей промышленности к которым
полиэтилен химически стоек. Максимальная допустимая температура транспортируемой
среды не более+70 оС.
Преимущество использования в нефтепромысловых трубопроводах МПТ по сравнению со
стальными трубами без внутреннего покрытия заключается следующим:
- Срок эксплуатации в агрессивных средах увеличивается в несколько раз (опыт на
нефтепромыслах Татарстана показал, что этот срок увеличился с 4,4 года до 25 лет)
-Повышенная надёжность трубопровода сооруженного из МПТ позволяет значительно уменьшить
нарушений герметичности (в условиях Татарстана аварийность снижена в десятки раз).
-Пропускная способность трубопроводов с годами эксплуатации не изменяется.
-Упрощается эксплуатация. (Опыт Татарстана показал, что трубопроводы, футерованные
полиэтиленом необходимо 2,8 раза реже прочищать от осадков и шлама). В случае перекачивания
нефти уменьшается отложение парафинов.
-Отличная защита при хранении. Трубы защищены от коррозионного воздействия атмосферы на
стадиях транспортировки, хранения и монтажа без каких-либо дополнительных мероприятий
(консервационных покрытий, смазки и т.п.).
- Наружная изоляция имеет повышенные физико-механические показатели, позволяющие:
а) с минимальным количеством дефектов осуществлять перевозку МПТ любым
транспортом;
б) выдерживать воздействие почвенных вод, атмосферных осадков, солнечного излучения;
в) обеспечивать высокое переходное сопротивление, гарантирующее высокую
эффективность при катодной защите;
г) обеспечивать отсутствие пробоя при испытательном напряжении не менее 8кВ на 1 мм
толщины изоляции
д) сохранять защитные свойства при длительной эксплуатации трубопроводов (более 30
лет).
-Значительно уменьшаются затраты на электрохимическую и катодную защиту
(в условиях Татарстана уменьшены расходы в 1,4 раза). Концы МПТ подготовлены под сварку
и не изменяют традиционную технологию сооружения трубопроводов.
4
Суммарная производительность на всех предприятиях ОАО «Татнефть» изготавливающих МПТ,
более 3000 км в год диаметром от 89 до 325 мм.
Инструкция охватывает основные сведения по технологии сооружения, эксплуатации и ремонта
трубопроводов из МПТ. Особое внимание уделено соединению стальных труб, футерованных
полиэтиленом в полевых условиях, применяемому оборудованию, а также правилам безопасного
ведения работ.
Основанием для составления инструкции послужили научно-исследовательские и
экспериментальные работы по сооружению трубопроводов диаметром от 73 до 325 мм (диаметр
стальной трубы) на промыслах ОАО “Татнефть“, руководящий документ РД 39-0147585-114-95
по сооружению и ремонту трубопроводов из стальных труб, футерованных полиэтиленом.
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.Трубопроводы, сооружённые из МПТ, предназначены для транспортирования жидких,
коррозионноактивных нефтепромысловых сред (обводненной нефти угленосного типа, сточные и
пресные воды, и другие жидкости к которым полиэтилен химически стоек).
1.2. Работы по сооружению трубопроводов из МПТ производить на основании проекта
работ.
1.3. Транспортирование МПТ должно осуществляться согласно СНиП III-42-80 (раздел 5).
1.4. Прокладка трубопроводов осуществляется на основании СНиП 2.05.06-85 и ВНТП 385.
1.5. Остальные
требования в соответствии
с
ВНТП 3-85, ВСН 51-3/2.38-85,
разделом 3 РД 39-132-94, ВСН 005-88, ВСН 006 – 89, разд. 5 РД 39 – 132 - 94, РД 39 – 0147585
– 202 – 00, РД 39-0147585-147-97.
1.6. Настоящая инструкция устанавливает основные технологические операции по
сооружению трубопроводов из МПТ диаметром 73325 мм. Инструкция также предусматривает
способы устранения дефектов, выявленных при испытании и эксплуатации трубопроводов.
1.7. Область применения футерованных трубопроводов - транспортировка агрессивных
нефтепромысловых сточных вод и газосодержащих нефтей при температуре эксплуатации до 70
0
С. Давление эксплуатации регламентируется диаметром, толщиной стенки и материалом
стальных труб.
1.8. Соединение секций труб, футерованных полиэтиленом, производится с помощью
электродуговой сварки встык в полевых условиях.
1.9. Работы по сооружению трубопроводов должны производиться на основании проекта
работ на данный объект в соответствии с ВСН 2.38- 85, ВНТП 3-85. При реконструкции или
техническом перевооружении действующих объектов необходимо составить проект на
реконструируемую или подлежащую техническому перевооружению часть трубопровода.
1.10. Инструкция устанавливает дополнительные требования по проектированию,
строительству, сварке, испытаниям и приемке трубопровода в эксплуатацию, выполнению
ремонтных работ, расследованию и ликвидации аварий, и его диагностики.
1.11. Проектно сметная документация на трубопровод из МПТ (ПСД)
разрабатывается
специализированной проектной организацией имеющий разрешительные документы на данный
вид деятельности.
1.12. На основании проектно-сметной документации (ПСД) строительная организация организует
разработку Проект Производства Работ (ППР), на основании требований настоящей инструкции.
1.13. Толщина стенки трубы должна определяться по несущей способности в соответствии с ВСН
51-3/2.38-85 без добавки на коррозию С2 в связи с изоляцией металла трубы от воздействия
коррозионных сред как наружной, так и внутренней.
1.14. Детали
трубопроводов
(отводы,
тройники
и
переходы) должны
быть
в
антикоррозионном исполнении и соответствовать ТУ 1462-024-43826012-01. Наконечники,
устанавливаемые в детали трубопроводов, должны соответствовать наконечникам, установленным
в трубы.
5
1.15. Ответвления от трубопроводов должны быть только с применением специальных
тройников из МПТ. Прямая врезка труб в трубопроводы из МПТ не допускается.
2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
2.1 Стандартное оборудование
2.1.1 Сварочный агрегат для ручной электродуговой сварки типа САК АДД-306, АДД-307, АДД400, сварочный агрегат АДД-4004
2.1.2 Шлифовальная машина типа ИП-2014А.
2.1.3 Центратор типа ЦН-114325.
2.1.4 Трубоукладчики.
2.1.5 Электростанция мощностью 15 кВт.
2.1.6 Электропечь типа СШО-3,2-3-2-5/3,5 ИI.
2.1.7 Экскаватор.
2.1.8 Агрегат для ремонта водоводов типа АНРВ-1К (Приложение К).
2.1.9 Газорезка (с газовым и кислородным баллонами).
2.1.10 Труборез типа ПТМ 100-133,2Т219-293
2.1.11 Термометр контактный типа ТЦМ 9210.
2.1.12 Высокочастотный преобразователь с комплектом индукторов для нагрева труб  89, 114,
159 мм.
2.1.13 Нагреватели разъемные 219, 273, 325.
2.1.14 Электромеханическое зачистное устройство (шлифмашинка).
2.1.15 Металлическая щетка, напильник, молоток для сбивания шлака, набор шаблонов.
2.1.16. Сварочный выпрямитель типа ТЕХНОТРОН.
2.2 Нестандартное оборудование, разработанное институтом ТатНИПИнефть.
2.2.1 Установка для защемления наконечников с комплектом дорнов, согласно таблице 1.
2.2.2 Радиатор для охлаждения концов труб при сварке или смачиваемая водой ткань.
2.2.3 Траверса для погрузочно-разгрузочных работ.
2.2.4 Устройство для намотки ленты “Термизол“.
2.3 Материалы необходимые для осуществления технологического процесса.
2.3.1 Секции стальных труб, футерованных полиэтиленом, секции НКТ, футерованные
полиэтиленом, изготавливаемые предприятиями объединения.
2.3.2 Стальные отводы, тройники, переходы, фланцы футерованные полиэтиленом: изготовитель ОАО «Татнефть».
2.3.3 Электроды ЦЛ-11 ГОСТ 9466, ГОСТ 10052; УОНИ 13/55Р ГОСТ 9466, ГОСТ 9467.
2.3.3 Патрубки, футерованные полиэтиленом, наконечники, втулки протекторные – поставляются
предприятиями, изготавливающими стальные трубы, футерованные полиэтиленом
по
имеющейся технической документации (ТУ, конструкторская документация).
2.3.4 Сварочные материалы в зависимости от условий для ручной электродуговой сварки.
3 ПОДГОТОВКА ТРУБ И НЕОБХОДИМЫХ МАТЕРИАЛОВ К РАБОТЕ
3.1 Транспортирование и складирование труб.
3.1.1. При производстве погрузочно-разгрузочных работ, складировании и транспортировании
стальных труб, футерованных полиэтиленом, необходимо предусмотреть меры, исключающие
механические повреждения наружной изоляции.
3.1.2. Для избежания повреждения наружной изоляции необходимо пользоваться мягкими
стропами (полотенцами) типа523. Для предотвращения повреждений при вытаскивания
полотенец из-под труб и заводке их при последующей погрузке под среднюю часть плетей
необходимо подкладывать две мягкие подкладки (мешки с песком), а под неизолированные концы
- инвентарные подкладки.
3.1.3 Трубы и трубные плети транспортируются на плетевозах или платформах. Разница между
длинами труб, погруженных на один плетевоз, не должна
превышать 1,5 м, а выступающие за
прицеп концы труб должны
быть не более 2,5 м. Коники тягача плетевоза или платформы
6
прицепа должны быть оборудованы мягкими ложементами шириной не менее 500мм. Концы
футерованных плетей труб должны иметь заглушки.
3.1.4. Запрещается транспортировать трубы при температуре ниже минус 250С. Трубы можно
хранить не более одного зимнего сезона.
3.1.5. Не рекомендуется в одной траншее прокладывать более трех высоконапорных водоводов.
Расстояние между трубопроводами в одной траншее должно быть в свету не менее 0,5 м.
3.1.6. Перед началом соединения трубы раскладываются вдоль подготовленной траншеи в одну
линию на расстоянии 1,52м от
края со стороны, противоположной вынутому грунту.
Запрещается растаскивать плети волоком по земле.
3.1.7. Для исключения повреждения наружной изоляции трубы растаскиваются при помощи
траверсы, подвешенной на крюк трубоукладчика.
3.1.8 Диаметр и толщина стенки стальных труб, а также максимальное рабочее давление, на
которые рассчитаны использующиеся для сооружения трубопровода металлопластмассовые
трубы, должны соответствовать проекту работ на данный объект и контролируются визуально
по маркировке на концах плетей.
3.2 Все материалы, применяемые в технологическом процессе, должны иметь документы о
качестве и соответствовать техническим требованиям, указанным в НД и ТД на соответствующий
материал.
Хранение электродов.
3.2.1 Для предохранения покрытия электродов от увлажнения, электроды необходимо хранить в
надежных упаковках.
3.2.2 Перед применением электроды прокаливают в течении 1 часа при температуре 3504000С
или в течении 6 часов при 2402600С в печи СМО-32,5 25/3,5-21 согласно ГОСТ 9486-79.
3.2.3 Раскрытые пачки с электродами должны храниться не более 4 часов.
3.3. Сборка трубопровода:
3.3.1. Перед сборкой убедиться в отсутствии в трубе посторонних предметов, материалов, грунта.
При их наличии произвести тщательную очистку внутренней полости трубы.
Перед сборкой осмотреть наружное покрытие труб. При наличии механических повреждений
произвести ремонт наружного покрытия до укладки труб в траншею.
Перед сборкой осмотреть внутреннюю полиэтиленовую оболочку трубы. Оболочка не должна
иметь видимых механических повреждений, продольных или поперечных вздутий или складок.
Край оболочки не должен выходить из-под наконечника. При наличии указанных дефектов труба
должна быть отбракована.
Перед сборкой проверить качество установки наконечника. Наконечник должен быть установлен в
трубе плотно, видимый зазор между наконечником и трубой не должен превышать 1 мм, выход
наконечника из трубы не должен превышать 2 мм, уход наконечника внутрь трубы не
допускается. При наличии указанных дефектов труба должна быть отбракована.
3.3.2. Наружные концы труб на длину неизолированной части и внутренняя поверхность плети
очищаются от земли и других загрязнений.
3.3.3. Подготовка кромок.
3.3.3.1. Осмотреть поверхность и кромки МПТ. Стальные трубы (далее трубы) не должны иметь
недопустимых дефектов, регламентированных ГОСТ 8732, ГОСТ 8731.
3.3.3.2. Забоины и задиры на торце МПТ глубиной до 0,5 мм ремонтировать электродами с
основным видом покрытия типа Э50А (Е7016) 2.5 мм с предварительным подогревом до 70°С.
Забоины и задиры на торце нержавеющего наконечника глубиной до 0, 5 мм ремонтировать
электродами с основным видом покрытия типа Э-08Х20Н9Г2Б (Е47-15) 2.5 мм с
предварительным подогревом до 70°С.
3.3.3.3. Зачистить отремонтированные поверхности кромок труб шлифованием; при этом должна
быть восстановлена заводская разделка кромок, а толщина стенки трубы не должна быть выведена
за пределы минусового допуска.
3.3.3.4. Очистить внутреннюю поверхность труб от смазок и жировых пятен на расстоянии 250 мм
от кромки.
7
3.3.3.5. Зачистить до чистого металла прилегающие к кромкам внутреннюю и наружную
поверхности трубы на ширину не менее 10 мм.
3.3.4 Сборку труб осуществлять с применением наружного центратора.
3.3.5 Смещение кромок должно быть равномерно распределено по периметру стыка. Смещение
внутренних кромок бесшовных труб не должно превышать 0,1 мм.
3.3.6 Величина зазора между стыкуемыми кромками должна составлять 2.0 +1.5 мм (2-3.5 мм) по
ГОСТ 16037 (условное обозначение сварного стыка – С17).
3.3.7 Угол разделки кромок 30°-5° (см. рис. 1 Приложение А).
3.4. Подогрев стыка
3.4.1. Для труб толщиной стенки более 18 мм предварительный подогрев до +70°С обязателен при
температуре окружающего воздуха ниже -15°С.
3.4.2. Замер температуры торцов сварных труб осуществлять не менее чем в 3-х точках по
периметру стыка на расстоянии 100…150 мм от торцов труб.
3.5.Сварка МПТ:
3.5.1. Соединение стальных труб, футерованных полиэтиленом с защемляющим наконечником из
стали 10 и протекторной втулкой. Соединение стальных труб, футерованных полиэтиленом,
производится электродуговой сваркой (рисунок 1).
8
Конструкция стыка МПТ с протекторной втулкой
3
4
5
2
1
1 – труба; 2 – защемляющий наконечник; 3 – полиэтиленовая оболочка; 4 – протекторная
втулка; 5 – электродренажные отверстия.
Тип и марки электродов в зависимости от материала свариваемых труб и условий сварки
приведены в приложении А.
Режимы электродуговой сварки в зависимости от толщины свариваемого металла приведены в
приложении Б.
Необходимо после каждого слоя производить очистку
шва от шлака, брызг, окалины. По
окончании сварки каждый сварщик должен выбить свое клеймо, размером 8-10мм на глубину не
более 0,5 мм на расстоянии 35-50мм от шва. Наплавка клейма электродом не допускается.
При соединении труб не допускается производство сварочных работ без охлаждения зоны
защемления полиэтилена охлаждающими радиаторами или смоченной водой тканью,
войлоком. Температура в этой зоне не должна превышать +700 С.
При производстве сварочных работ в соответствии с
ВСН 012-88 в комплект исполнительной
производственной документации должен входить журнал сварки труб. Форма журнала приведена
в приложении В. Юридически ответственным лицом за ведение журнала является мастер (прораб)
сварочно-монтажного участка.
4.3 Контроль и испытание.
4.3.1 Контроль качества сварных соединений включает:
- аттестацию сварщиков;
- контроль исходных материалов;
- пооперационный контроль на всех стадиях производства сварочно-монтажных работ;
- внешний осмотр шва;
- неразрушающий контроль сварных швов;
- гидравлическое испытание готовых участков трубопровода.
К соединению труб, футерованных полиэтиленом допускаются сварщики не ниже 5
разряда, прошедшие аттестацию и специальную подготовку для сварке МПТ.
Поставляемые материалы должны иметь сертификаты.
Систематический пооперационный контроль осуществляется сварщиком в процессе
сборки и сварки. Он включает в себя:
- проверку качества подготовки кромок трубы и наконечников под сварку и качество
сборки стыков (фаска, совпадение кромок, величина зазора в стыке, правильность центровки труб,
расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);
- проверку технологии сварки: режим сварки, порядок накладывания валиков и слоев шва,
отсутствие трещин, подрезов;
9
Сварка должна проводиться в таком режиме, чтобы температура наружной поверхности трубы на
расстоянии 200мм от стыка не превышала 700С. Замер температуры производиться контактным
термометром.
По окончании процесса сварки, сварщик должен осмотреть каждый стык для выявления
следующих дефектов:
- наплывов и подрезов в зоне перехода основного металла к наплавленному, а также
прожогов:
- неравномерность усилия сварного шва по ширине и высоте;
- возможности отклонения шва от оси (перекоса).
Внешний вид сварных швов должен удовлетворять следующим требованиям:
- форма и разрезы должны соответствовать ГОСТ 16037-80;
- поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой
(пористость, ноздреватость, грубая
чешуйчатость не допускаются);
- переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным;
- на швах не должно быть кратеров.
Участки ноздреватости и пористости швов должны быть удалены и заварены вновь.
В соответствии с инструкцией “Методы контроля, применяемые при проверке качества
сварных соединений стальных строительных конструкций и трубопроводов“ ВСН 006-89 должен
осуществляться неразрушающий контроль сварных стыков по всему периметру. Объем контроля в
соответствии с СНиП 3.05.06-85 в процентах к общему числу стыков, сваренных каждым
сварщиком (не менее одного стыка) должен составлять для трубопроводов:
РУ свыше 10 МПа (100 кгс/см2) – 100%
I категории
-20%
II категории
-10%
III категории
-2%
IV категории
-1%
Неразрушающий контроль осуществляется при помощи рентгеновского аппарата МИРА-3Д с
экраном ЭУ-В2А тремя экспозициями, гаммаграфического аппарата ГАМЫ-РНД-20 с изотопом
цезий 137 одной композиции под углом к плоскости соединения и В&G-300.
При неразрушающем контроле сварные стыки не должны иметь следующих факторов дефектов:
- не допускаются трещины, свищи и не заваренные кратеры, межваликовые несплавления;
- не допускается сетка или цепочка пор, шлаковых или других инородных включений;
- не допускаются шлаковые включения и поры глубиной более 10% от толщины стенки
трубы, если она не превышает 20мм, и глубиной 2мм при толщине стенки свыше 20мм в
количестве не более 3-х на каждые 100мм шва;
- не допускается непровар глубиной более 10% от толщины стенки трубы, если она не
превышает 20мм, а при толщине свыше 20мм-более 2мм.
При неудовлетворительных результатов хотя бы одного стыка просвечивают удвоенное число
стыков. При получении неудовлетворительных результатов даже на одном из удвоенного числа
стыков просвечиванию подвергают 100% стыков, сваренных данным сварщиком на данном
объекте. Сварщик отстраняется от работы и может быть допущен после повторной проверки
знаний.
Соединение МПТ с нержавеющим защемляющим наконечником из стали 08Х18Н10Т
производится с помощью электродуговой сварки встык в полевых условиях. Сварка должна
осуществляться в условиях защиты от попадания атмосферных осадков и грязи при температуре
окружающей среды не ниже -30°С. Работы по сварке полевых стыков МПТ должны
производиться согласно проекту производства работ на данный объект, ВСН 006-89, ВСН 012-88.
Сварка МПТ должны осуществляться согласно требованиям РД 153-39.0-360-04.
4.8.Технологический процесс должен выполняться согласно операционно-технологическим
картам сборки и сварки неповоротных стыков МПТ труб, выполняемых электродами типа УОНИ
13/55Р или ЦЛ-11, (Приложение А, Таблица 1).
4.8.1 Сварку производить в таком режиме, чтобы температура наружной поверхности трубы на
расстоянии 200 мм от стыка не превышала 70°С. Замер температуры производить не менее чем в
3-х точках по периметру стыка.
10
4.8.2 При температуре окружающей среды выше + 5°С обязательно использовать радиаторы для
охлаждения труб, устанавливаемые на расстоянии 100 мм от конца труб; при температуре
окружающей среды выше +15°С – кошму, намоченную водой.
4.8.3. Прихватить кромки труб не менее чем в 2..3 точках. Длина прихваток должна быть 30…50
мм.
4.8.4. Удалить шлак с прихваток и зачистить околошовную зону от шлака и брызг.
4.8.5. Выполнить сварку корневого шва электродами ЦЛ-11 и тщательно зашлифовать корневой
слой абразивным кругом.
4.8.6. Снимать центратор допускается только после сварки всего периметра стыка корневым
слоем шва.
4.8.7. Сварка МПТ с нержавеющими наконечниками из стали 08Х18Н10Т Начинают выполнять
со сварке нержавеющего слоя электродами типа ЦЛ-11.
4.8.8. Выполнить сварку стальных труб заполняющими и облицовочным слоями электродами
УОНИ 13/55Р.
4.8.9. Производить послойную зачистку слоев от шлака и брызг.
4.8.10. Выровнять шлифмашинкой или напильником на поверхности неровности сварного шва с
плавным переходом к основному металлу.
4.8.11. По окончании сварки каждый сварщик должен выбить свое клеймо глубиной не более 0.5
мм на расстоянии 35…50 мм от шва. Наплавка клейма электродом не допускается.
4.8.12. При производстве сварочных работ в соответствии с ВСН 012-88 следует заполнять
Журнал сварки труб. Форма журнала приведена в Приложении Б.
Юридически ответственным лицом за ведение журнала является мастер (прораб) сварочномонтажного участка.
4.8.13 Режимы сварки
Режимы сварки приведены в Приложение А, Таблице 2.
Дополнительные требования и рекомендации:
А). Сварку труб в плеть производить при заглушенных торцах во избежание появления
сквозняков.
Б). Направление сварки всех слоев шва – на подъем.
В). Освобождать зажимы центратора после завершения сварки 100% периметра корневого слоя
шва.
-Род тока – постоянный.
-Разрешается оставлять незаконченными сварные соединения (в случае остановки работы) с
толщиной стенки свыше 10 мм в случае, если высота сварного шва составляет не менее 2/3
толщины наконечника и стенки трубы. В конце смены стыки должны быть заварены полностью.
-Не оговоренное должно выполняться в соответствии с ВСН 006-89, ВСН 012-88.
4.9 Контроль и испытание
4.9.1 Контроль качества сварных стыков производится в соответствии с ВСН 012-88.
Система контроля качества сварных соединений включает в себя:
- аттестацию сварщиков;
- аттестация сварочного оборудования;
- контроль используемых материалов;
- пооперационный контроль на всех стадиях производства сварочно-монтажных работ;
- визуально-измерительный контроль;
- неразрушающий контроль сварных швов;
- гидравлическое испытание готовых участков трубопровода.
4.9.2. К соединению МПТ допускаются сварщики не ниже 5 разряда, прошедшие аттестацию в
соответствии с «Правилами аттестации сварщиков», утвержденными государственным комитетом
по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору, и получившие
соответствующие удостоверения.
4.9.3. Сварочное оборудование должно быть аттестовано в соответствии с РД 03-614-03.
11
4.9.4. Материалы, поставляемые на строительные участки, должны иметь сертификаты. При их
отсутствии должен быть произведен контроль технической службой предприятия на соответствие
требованиям технических условий и ГОСТ.
4.9.5. Систематический пооперационный контроль осуществляется сварщиком в процессе сборки
и сварки и включает в себя:
- проверку качества подготовки кромок МПТ;
- проверку качества сборки стыков (правильность центровки труб, угол скоса, совпадение
кромок, величина зазора в стыке перед сваркой, расположение и число прихваток, отсутствие
трещин в прихватках);
- проверку технологии сварки: режим сварки, порядок накладывания слоев шва и валиков,
отсутствие трещин, подрезов.
4.9.6. По окончании процесса сварки сварщик должен осмотреть каждый стык для выявления
следующих дефектов:
-наплывов и подрезов в зоне перехода основного металла к наплавленному, а также прожогов;
-неравномерность усилия сварного шва по ширине и высоте;
-возможности отклонения шва от оси (перекосы).
4.9.7. Внешний вид сварных швов должен удовлетворять следующим требованиям:
-форма и размеры должны соответствовать ГОСТ 16037;
-поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой (пористость,
ноздреватость, грубая
чешуйчатость не допускаются);
-переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным;
-на швах не должно быть кратеров.
Участки местной ноздреватости и пористости швов должны быть удалены и заварены
вновь.
4.9.8. Неразрушающий контроль сварных стыков осуществляется в соответствии с
инструкцией «Методы контроля, применяемые при проверке качества сварных соединений
стальных строительных конструкций и трубопроводов» и ВСН 006-89 по всему периметру стыка.
Количество сварных стыков, выполненных дуговыми методами сварки, подлежащих контролю
физическими методами, следует принимать по таблице 3 Приложение А.
Неразрушающий контроль осуществляется при помощи дефектоскопа типа В&G-300,
Пион-2М.
4.9.9. При неразрушающем контроле сварные стыки не должны иметь следующих
дефектов:
- трещины, свищи и не заваренные кратеры, межваликовые несплавления;
- сетку или цепочку пор, шлаковые или другие инородные включения;
- шлаковые включения и поры глубиной более 10% от толщины стенки трубы, если она не
превышает 20 мм, и глубиной 2 мм при толщине стенки свыше 20 мм в количестве не более 3-х на
каждые 100 мм шва;
- непровар глубиной более 10% от толщины стенки трубы, если она не превышает в длину 2
мм, а при толщине свыше 20 мм – не более 3 мм.
4.9.10. При неудовлетворительных результатах хотя бы одного стыка просвечивают
удвоенное число стыков. При получении неудовлетворительных результатов даже на одном из
удвоенного числа стыков просвечиванию подвергают 100% стыков, сваренных данным
сварщиком на данном объекте. Сварщик отстраняется от работы и может быть допущен после
повторной проверки знаний согласно «Правилам аттестации сварщиков».
5. ИЗОЛЯЦИЯ ЗОНЫ СВАРНОГО СТЫКА МПТ
-Технология изоляции сварного стыка трубопроводов с наружной полиэтиленовой изоляцией
используется как при сооружении нефтепромысловых трубопроводов, так и при ремонте
дефектных участков трубопроводов.
- Технологический процесс изоляции сварного стыка осуществляется в полевых условиях при
температуре окружающего воздуха не ниже минус
30 0С.
12
- При изоляции сварного стыка во время дождя, тумана, снега и сильного ветра над рабочим
местом должен быть установлен навес, и ли другое сооружение исключающее попадания осадков
в зону стыка.
-Изоляцию зоны сварного стыка следует производить после получения заключений о качестве
сварного стыка физическими методами согласно СНиП III-42-80. Допускается контроль стыка
после нанесения изоляции рентгенографическим способом.
5.1. Для осуществления технологического процесса используется следующее оборудование:
- Шлифовальная машинка типа ИП-2014А.
- Установка для нагрева зоны стыка.
- Установка ТВЧ (преобразователь с разъемным индуктором) для нагрева зоны стыка труб
диаметром 89, 114, 159 мм (установка индукционная ПАРАЛЛЕЛЬ-СТЫК-89-159Ш УХЛ1 МБИД
682312.01 ТУ) или газопламенная горелка.
- Дизельный сварочный агрегат типа АДД-4004.
-Термометр цифровой малогабаритный типа ТЦМ 9210.
- Нагревательные маты (гибкие электронагревательные элементы).
- Валик прикаточный.
- Дефектоскоп типа «Крона – 1р».
- Толщиномер типа «Константа».
- Штангенциркуль ГОСТ 166.
- Адгезиметр типа АР-2 или другие аналогичные.
- Материалы, необходимые для осуществления технологического процесса:
- Трубы с наружной полиэтиленовой изоляцией
- Лента двухслойная термоусадочная изоляционная типа «Термизол» ТУ 2245-02943826012-01.
- Праймер НК-50 ТУ 5775-001-01297859-95 (ОАО «Трубоизоляция», г.Новокуйбышевск»).
- Лента полиэтиленовая «Полилен 40-ЛИ-45, «Полилен 40-ЛИ-63» ТУ 2245-003-1297859-99
(ОАО «Трубоизоляция», г.Новокуйбышевск») (далее «Полилен 40-ЛИ-45 (63)».
- Пропан-бутановая смесь ГОСТ 20448.
- Растворитель типа уайт-спирита (нефрас С-4 155/200) ГОСТ 3134.
5.2. Перед изоляцией зон сварных стыков труб необходимо провести следующие
подготовительные работы:
- выбрать способ нанесения покрытия и ознакомиться с технологией изоляционных работ;
- установить соответствие изоляционных материалов техническим условиям. Все
материалы, применяемые в технологическом процессе, должны иметь документы о качестве и
соответствовать техническим требованиям,
-подготовить необходимое оборудование и средства механизации работ, проверив их
работоспособность, и изучить инструкции по эксплуатации;
- подготовить укрытия на случай выполнения изоляционных работ в ненастную погоду;
- определить объемы изоляционных работ.
5.3. Технологический процесс изоляции сварных стыков состоит из следующих основных
операций:
- механической очистки изолируемой поверхности после сварки и контроля качества
сварного стыка;
- снятия фаски на полиэтиленовой изоляции;
- разогрев зоны сварного стыка трубопроводов диаметром 89-159 мм с помощью газовой
горелки или разъемных индукторов установки ТВЧ; трубопроводов диаметром 219-720 мм с
помощью гибких электронагревательных элементов или газовых горелок.
- изоляции зоны сварного стыка лентой типа «Термизол» или праймером НК-50 и лентой
«Полилен 40-ЛИ-45 (63) »;
- усадки ленты типа «Термизол»;
- контроля качества изоляции.
5.4. Механическая очистка изолируемой поверхности.
Поверхность зоны сварного стыка трубопровода перед изоляцией должна быть высушена
газовой горелкой. Очистку изолируемой поверхности необходимо осуществлять шлифовальной
13
машинкой, металлической щеткой или шлифбумагой. С помощью шлифмашинки с поверхности
трубопровода удаляются брызги металла, шлака, а также острые выступы и заусенцы.
Изолируемая поверхность должна быть очищена от грязи, ржавчины, неплотно сцепленной с
металлом окалины, пыли, земли и наледи, заусенцев, расслоений, а также обезжирена от копоти и
масла.
После очистки поверхность металла должна оставаться шероховатой и обеспечивать достаточное
сцепление защитного покрытия с трубой. Поверхность должна иметь II степень очистки согласно
ГОСТ 9.402, то есть при осмотре невооруженным глазом не обнаруживаются окалина, ржавчина,
пригар, остатки формовочной смеси и другие неметаллические слои. Время нахождения
очищенной поверхности без покрытия должно быть не более одного часа. Если в течении одного
часа изоляция не произведена, то очистка стальной поверхности повторяется.
5.5. Снятие фаски на полиэтиленовой изоляции.
- Край основной полиэтиленовой изоляции толщиной более 1 мм должен иметь плавный переход
от металла трубы под углом не более 300.
5.6. Разогрев зоны сварного стыка трубопроводов диаметром 89-159 мм предпочтительно
производить с помощью разъемных индукторов или газовой горелки с обязательным контролем
температуры нагрева стальной трубы.
-Для нагрева изолируемой поверхности зоны сварного стыка горелкой используется пропанбутановая смесь. Нагрев производится газовой горелкой в зоне сварного стыка до температуры не
превышающую 130 0С при изоляции зоны сварного стыка лентой «Термизол», и до температуры
15-50 0С при изоляции зоны сварного стыка лентой «Полилен 40-ЛИ-45 (63)». Температура
контролируется контактным термометром марки ТЦМ 9210.
- Нагрев изолируемой поверхности зоны сварного стыка при использовании установки ТВЧ
осуществляется с помощью разъемного индуктора, который устанавливается на зону стыка после
намотки ленты типа «Термизол». Напряжение на преобразователе установки ТВЧ, получающего
энергию от сварочного агрегата, при нагрузке должно быть не более 40-50 В.
- Температура нагрева (1300С) на преобразователе устанавливается с помощью таймера, сила тока
не превышает более 200 А. Включается кнопка «Пуск» и производится нагрев. По истечении
установленного времени нагрева, преобразователь отключается, затем снимается индуктор.
- Разогрев зоны сварного стыка трубопроводов с помощью гибких электронагревательных
элементов и газовых горелок. Гибкий нагревательный элемент устанавливается на зону сварного
стыка.
–Включается сварочный выпрямитель.
-С помощью ручки регулирования реостатом плавно устанавливается сила тока 330-350 А.
- В зависимости от диаметра и толщины стенок труб выдерживается температура и время нагрева
согласно таблице 1 Приложение Б.
-Температура прогрева контролируется специальным термометром типа ТЦМ 9210 и должна
составлять 130 0С.
- При достижении необходимой температуры сварочный выпрямитель необходимо отключить,
снять нагревательные элементы с поверхности стыка.
- Допускается разогрев зоны сварного стыка трубопроводов диаметром 219 - 720 мм с помощью
газовой горелки или разъемных индукторов при условии равномерного разогрева зоны изоляции
стыка.
5.7.Изоляция зоны сварного стыка
- При температуре окружающей среды выше 0 0С для изоляции зоны сварных стыков
трубопроводов используется лента «Термизол»; при температуре - ниже 0 0С разрешается
изоляцию зон сварных стыков осуществлять методом нанесения праймера и навивкой по
праймеру ленты «Полилен 40-ЛИ-45 (63)».
Изоляция зоны сварного стыка лентой «Термизол»
-Тип покрытия на сварном стыке должен соответствовать типу основного защитного покрытия
трубопровода.
14
-При конструкции защитного покрытия труб на основе термоусаживающихся материалов (лента
типа “Термизол”) толщина покрытия на зоне сварного стыка согласно ГОСТ 51164 должна
соответствовать таблице 2 Приложение Б.
-Намотка ленты типа «Термизол» на изолируемую поверхность производится вручную или с
помощью ручной намоточной машины с удельным натягом 2 кгс/см ширины (рисунок 1).
-Предварительно необходимо на намоточную машину вручную намотать ленту типа «Термизол»
шириной и длиной в зависимости от диаметра труб согласно таблице 3 приложение Б. Толщина
ленты «Термизол» от 0,7 до 1,3 мм. Длина неизолированного участка на концах труб принимается
равной 200 мм. Нахлест изоляции стыка на основное покрытие должен быть не менее 75 мм.
-При температуре окружающего воздуха ниже плюс 10 0С рулоны ленты «Термизол» перед
нанесением необходимо выдерживать не менее 48 часов в теплом помещении с температурой не
ниже плюс 15 0С (но не выше плюс 45 0С).
-Изоляционные ленты необходимо наносить без гофр, перекосов, морщин, отвисаний.
-Нахлест смежных витков изоляционной ленты должен быть равен 50 % ширины ленты.
-Конец намотанной ленты разогревается с помощью газовой горелки и фиксируется прижатием к
основному покрытию трубы.
Изоляция зоны сварного стыка лентой «Полилен 40-ЛИ-45 (63)»
- Для обеспечения равномерного покрытия праймер НК-50 тщательно перемешивается и
наносится с помощью кисточек на изолируемую поверхность зоны сварного стыка и на
примыкающее к стыку полиэтиленовое покрытие.
- Слой праймера должен наноситься равномерным слоем, особое внимание необходимо уделять
равномерности нанесения праймера на нижнюю образующую стыка трубопровода. Не
допускается наличие пропусков праймера на поверхности. Слой праймера должен быть сплошным
и не иметь подтеков, сгустков и пузырей. Расход праймера - 80 г/м2.
-Лента «Полилен 40-ЛИ-45» выпускается толщиной 0,450,05 мм, лента «Полилен 40-ЛИ-63»
выпускается толщиной 0,630,05 мм. Нанесение полиэтиленовой ленты осуществляется по
подсохшему «до отлипа» праймеру.
При конструкции защитного покрытия труб на основе полимерных лент толщина покрытия
на зоне сварного стыка согласно ГОСТ 51164 должна соответствовать таблице 2 Приложение Б.
- Изоляционная лента «Полилен 40- ЛИ-63» наносится в три слоя. Нахлест смежных витков
должен быть равен 65 % ширины ленты.
-Изоляционная лента «Полилен 40- ЛИ-45» наносится в четыре слоя. Нахлест смежных витков
должен быть равен 50 % ширины ленты (лента наносится в два приема по 2 слоя).
-Нанесение ленты осуществляется с удельным натягом 2 кг/см ширины без гофр, перекосов,
морщин, отвисаний. Подогрев нанесенной ленты не допускается.
-Длина изолируемого участка приведена в таблице 3. Нахлест изоляции стыка на основное
покрытие должен быть не менее 75 мм.
5.8. Усадка ленты типа «Термизол»
- Усадку ленты типа «Термизол» начинают с ее нагрева пламенем газовой горелки. Горелку
держат на расстоянии не ближе 15 см от ленты и, не останавливаясь на одном месте, перемещают
ее возвратно-поступательными движениями. Для ускорения выравнивания поверхности ленты
применяются прикатывающие ролики.
- Правильная усадка ленты обеспечивает равномерное и плотное обжатие поверхности зоны
сварного стыка; из-под нахлеста ленты на заводское покрытие должен выступить клей-расплав.
- После завершения усадки ленты нахлест на основное полиэтиленовое покрытие должен быть не
менее 75 мм.
5.9.КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ИЗОЛИРОВАННЫХ СТЫКОВ
- Контролю подвергается 100 % изолированных стыков
-Покрытие стыка должно отвечать следующим требованиям:
 отсутствие гофр, протяжных и локальных воздушных включений;
 отсутствие проколов, задиров, других сквозных дефектов;
15
 наличие одинаковой ширины нахлеста на заводское покрытие;
 толщина покрытия должна соответствовать таблицам 2, 4.
-Показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия должен составлять к
металлу и к основному покрытию при температуре +200С:

не менее 3,5 кгс/см при изоляции лентой «Термизол»;

не менее 2,0 кгс/см при изоляции праймером и лентой «Полилен 40-ЛИ-45 (63)».
Приборы для определения адгезии: АР-2 или другие аналогичные.
-Нахлест лент на заводское покрытие должен быть не менее 75 мм.
-Показатель прочности адгезионной связи проверяется после 24-х часовой выдержки.
-Качество изоляционного покрытия: сплошность контролируется при помощи дефектоскопа
“Крона-1р” и толщина - при помощи прибора “Константа” или штангенциркуля.
5.10.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ СВАРНОГО
СТЫКА
-Технологическая карта качества изоляционного покрытия сварного стыка лентой типа
«Термизол» или праймером и лентой «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» приведена в таблице 4
приложениеБ.
5.11. ИСПРАВЛЕНИЕ БРАКА НАРУЖНОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Ремонту подлежат все сквозные повреждения наружного покрытия, а также утонение
покрытия, превышающие допустимого значения согласно таблице 5.
Поверхность трубы, подлежащая ремонту, должна быть высушена и очищена от грязи, ржавчины,
не плотно сцепленной с металлом покрытия. Наплывы полиэтилена срезать ножом или
шлифовальной машинкой. Очистку производят металлической щеткой, шлифмашинкой или
шлифбумагой. При нарушении покрытия по окружности трубы края полиэтиленового слоя
толщиной более 1 мм должны иметь плавный переход к металлической трубе под углом 30 0. При
ремонте дефектного участка изоляции лентой «Термизол» вырезается ножом 2-3 заплатки (в
зависимости от толщины ленты типа “Термизол”): первый- в размер дефектного участка, другиепревышающие первую в 3 раза.
Газовой горелкой прогревается дефектный участок стальной трубы до температуры 100-130 0С.
Накладывается на прогретый участок первый слой заплатки (рисунок 2).
Газовой горелкой прогревается прилегающий участок покрытия до размягчения и
накладываются другие заплатки, постепенно выгоняя воздушные пузыри между слоями пленки,
прогревается отремонтированный участок до приклеивания заплаток к наружной поверхности.
При ремонте дефектного участка (до 30 мм) лентой «Полилен 40 ЛИ-63» вырезается ножом 3
заплатки, лентой «Полилен 40 ЛИ-45» - 4 заплатки: первая- в размер дефектного участка, другиепревышающие первую в 3 раза.
Изолируемая поверхность очищается, наносится праймер НК-50, приклеиваются заплатки к
подсохшему «до отлипа» праймеру.
При ремонте дефектного участка свыше 30 мм лентой «Полилен 40 ЛИ-45 (63)» изоляция зоны
сварного стыка снимается и ремонт производится согласно п.п. 4.7.10 - 4.7.16.
Контролю подвергаются 100 % отремонтированных участков.
Покрытие должно отвечать следующим требованиям:
 отсутствие гофр, протяжных и локальных воздушных включений;
 отсутствие проколов, задиров, других сквозных дефектов;
 толщина отремонтированного покрытия должна соответствовать
таблице 5.
Покрытие с адгезией менее 3,5 кгс/см. (для ленты «Термизол») и менее 2,0 кгс/см (для ленты
«Полилен 40-ЛИ-45 (63) подлежит снятию.
Система контроля качества наружной изоляции строящихся трубопроводов
Контроля выполняется специализированными лабораториями Заказчика или
независимыми организациями, имеющими лицензию на право выполнения данного вида
16
деятельности. Привлечение лабораторий Исполнителя допускается как дополнительный вид
контроля.
Контроля выполняется в два этапа:
- до засыпки трубопровода грунтом (контролируется сплошность, толщина и адгезия
изоляционного покрытия);
- после засыпки трубопровода грунтом (контролируется сплошность и величина
переходного сопротивления «труба – земля» методом катодной поляризации). При значениях
переходного сопротивления изоляции ниже регламентируемых значений (3 × 105 Омм2),
безаварийная эксплуатация трубопровода в течение всего срока службы может быть обеспечена за
счёт усиления средств электрохимической защиты.
У действующих трубопроводов в местах проведения ремонта и инструментального
обследования при выполнении диагностики проводится только до засыпки трубопровода грунтом
(сплошность, толщина и адгезия изоляционного покрытия).
При проведении контроля на месте производства работ проверяется наличие и
соответствие НТД следующая документация:
- проект производства работ;
- разрешение на право производства работ;
- разрешение на право производства изоляции трубопровода;
- журнал производства земляных работ;
- журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции;
- сертификаты соответствия на применяемые изоляционные материалы.
Также проверяется наличие в строительных звеньях оборудования и приспособлений для
производства сварочно-монтажных и изоляционно-укладочных работ в полевых условиях.
При проведении контроля трубопровод должен быть уложен на инвентарные лёжки.
Расстояние между лёжками должно выбираться с таким расчётом, чтобы обеспечивать свободный
доступ приборов контроля к любой точке нижней образующей контролируемого трубопровода.
Результаты отражаются в акте – предписании. В акте – предписании указываются выявленные
несоответствия ведения документации требованиям НТД, дефекты изоляции с указанием их
количества и местоположения. Каждый акт – предписание должен иметь порядковый номер.
Точки контроля и аббревиатура расположения точки контроля на трубопроводе: ТТ –
тело трубы, ЗЗСШ – зона заводского сварного шва, ЗПСШ – зона полевого сварного шва. При
ККНИ труб в заводских и базовых условиях в данной графе указывается заводской номер
контролируемых труб (трубных секций) и расстояние сечения контроля от торца трубы со
стороны, на которой указано клеймо завода - изготовителя.
В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 проверка толщины защитного покрытия
производится:
- при контроле в заводских и базовых условиях нанесения на 10 % труб и в местах,
вызывающих сомнение, не менее чем в трёх сечениях по длине трубы и в четырёх точках каждого
сечения;
- при контроле в условиях трассового нанесения – не менее одного измерения на каждые
100 м трубопровода и в местах, вызывающих сомнение, в четырёх точках каждого сечения. При
соответствии всех четырёх замеров требованиям НТД в таблице акта-предписания указывается
среднеарифметическое значение, при несоответствии хотя бы одного результата замера в таблице
указывается минимальное значение толщины наружной изоляции.
Адгезию защитного покрытия контролируют:
- в условиях трассового нанесения не менее одного измерения на каждые 500 м
трубопровода, а также в местах, вызывающих сомнение;
- в условиях заводского или базового нанесения – на 2 % труб, а также в местах,
вызывающих сомнение.
Контролю сплошности защитного покрытия подлежит вся внешняя поверхность трубопровода.
При выявлении грубых нарушений требований НТД, недостаточной квалификации
исполнителей, низкого качества изоляционных материалов, отсутствия необходимых для
качественного выполнения работ оборудования и приборов, ответственное лицо контролирующей
организации обязано довести эту информацию до заказчика.
17
Результаты контроля каждого участка фиксируются в журнале контроля качества
изоляционных работ. Страницы журнала должны быть пронумерованы, журнал должен быть
прошит и заверен подписью начальника лаборатории. Срок хранения журнала после его
окончания – 10 лет.
При отсутствии замечаний по качеству наружной изоляции и выполнении других необходимых
видов контроля (дефектоскопия сварных стыков, контроль монтажа средств ЭХЗ и т.д.) даётся
разрешение на укладочные работы и засыпку траншеи на проконтролированном участке. Укладку
трубопровода и засыпку траншеи после получения разрешения можно производить на следующий
день при условии получения подтверждения из лаборатории, производившей контроль.
Исследования величины удельного сопротивления грунта вдоль трассы трубопровода
оформляются протоколом .
Не ранее 8 суток после засыпки трубопровода лаборатория выполняет кантроль искателем
повреждений и произвести оценку переходного сопротивления «труба – земля» методом катодной
поляризации. Испытания участков, расположенных в высоковлажных (болотистых) грунтах, могут
быть начаты через одни сутки после засыпки.
Результаты катодной поляризации отражаются в акте оценки состояния покрытия
законченного строительством участка трубопровода.
В акте указываются состояние изоляционного покрытия и значение переходного
сопротивления изоляции.
При обнаружении дефектов изоляции, указывается их количество и привязка к
трубопроводу.
После устранения СМО выявленных дефектов проводится повторный контроль качества.
Организация контроля трубопроводов при зимнем строительстве
На трубопроводе, построенных в зимнее время, невозможно провести достоверный контроля
качества наружной изоляции после засыпки траншеи из-за промерзания грунта. В связи с этим
контроль заключается в проверке сплошности покрытия до засыпки траншеи и определении
величины переходного сопротивления изоляции методом катодной поляризации после оттаивания
грунта. При проведении МКП действующего трубопровода необходимо его остановить, стравить
избыточное давление, отсоединить от других коммуникаций видимым разрывом на запорной
арматуре. При значении переходного сопротивления изоляции ниже нормированной величины,
необходимо выполнить поиск дефектов покрытия искателем повреждений.
6. Очистка и испытание трубопроводов из МПТ
6.1 Очистку полости следует выполнять промывкой без пропуска очистных или
разделительных устройств или с пропуском очистных или разделительных устройств,
изготовленных из мягкого материала (например, поролона или полиуретана). Применение
поршней и скребков, имеющих в конструкции металлические детали, не допускается.
6.2 Производительность агрегатов при заполнении испытательной жидкостью должна
быть не более 100 м3/ч.
6.3 В процессе заполнения трубопровода испытательной жидкостью задвижка на
противоположном от агрегата конце трубопровода должна быть открыта.
6.4 Скорость потока жидкости при промывке без пропуска очистных или разделительных
устройств должна быть в пределах 2 м/ сек.
6.5 Скорость потока жидкости при промывке с пропуском очистных или разделительных
устройств должна быть в пределах 2 м/сек.
6.6 Промывка без пропуска очистных или разделительных устройств считается законченной, когда
из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.
6.7 ВОЗМОЖНЫЕ
УСТРАНЕНИЯ
ДЕФЕКТЫ
ПРИ
ИСПЫТАНИИ
ТРУБОПРОВОДА
И
СПОСОБЫ
18
6.7.1 При испытании и эксплуатации возможно нарушение герметичности трубопровода.
Причины негерметичности:
- нарушение технологии соединения;
- наличие дефектов в стальной трубе;
- дефекты футерования стальных труб;
- низкое качество сварных швов.
Работы по устранению негерметичности футерованного трубопровода проводить с применением
агрегата “АНРВ-1К“.
Технические характеристики агрегата приведены в приложении И.
6.7.2 Устранение негерметичности в теле трубы.
Для устранения негерметичности необходимо вырезать дефектный участок (рисунок 6). На
концах смежных участков трубопровода с помощью механического трубореза делают фаски под
углом 200 (рисунок 6).
При помощи шлифовальной машины с установленной на нее фрезой концы участков
трубопровода освобождаются от внутренней полиэтиленовой оболочки на длину, указанную в
таблице к рисунку 2.
Внутрь конца трубопровода устанавливается наконечник
с надетой на него протекторной
втулкой совместно с дорном
установки для защемления концов полиэтиленовой оболочки.
Необходимо контролировать совмещение фаски наконечника и трубопровода.
Дорн соединяют со штоком гидропресса и при помощи последнего деформируют наконечник в
радиальном направлении совместно с протекторной втулкой. Размер дорна выбирается в
зависимости от внутреннего диаметра стальной трубы Таблица 1 Приложение В.
При радиальной деформации наконечника происходит незначительное увеличение наружного
диаметра конца трубопровода, что дает гарантированный натяг в зоне защемления. В радиально
деформированном наконечнике не должно быть трещин.
6.7.3 Защемление конца полиэтиленовой оболочки в другом участке трубопровода
производится в аналогичной последовательности.
6.7.4. По технологии, описанной в п.п. 4.2.14.2.5 настоящего руководства к обоим концам
трубопровода присоединяют предварительно подогнанный по длине и зафутерованный патрубок
(рисунок 6 г).
6.7.5. Исправление дефектов в сварном шве. Если длина участка дефекта не более 30%
окружности стыка, то исправление допускается. В противном случае сварной
стык
переделывается по п.п. 6.2.16.2.9. Если на участках швов, выявленных осмотром,
просвечиванием , гидравлическим испытанием, обнаружен брак, то эти участки вырубаются и
завариваются вновь. Дефектные участки вырезаются газопламенной резкой. После среза принять
меры для ликвидации возгорания полиэтиленовой оболочки внутри стальной трубы.
- Дефекты исправляются тем же способом сварки, что и
при сооружении трубопроводов.
Допускается исправление дефектов на одном и том же участке шва не более двух раз. После
устранения дефектов, швы проверяются всеми необходимыми для данного трубопровода
методами и покрываются наружной изоляцией.
6.7.6 Промывка с пропуском очистных или разделительных устройств считается
законченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет из трубопровода
неразрушенным.
6.8. После завершения гидравлических испытаний сброс давления в трубопроводе
производить со скоростью не более 0,4 МПа/мин.
6.9 Остальные требования в соответствии с ВСН 011-88, разд. 6 РД 39-132-94.
7. Эксплуатация трубопроводов из МПТ
Общие положения
7.1 Эксплуатацию трубопроводов из МПТ следует
с требованиями разд. 7 РД 39-132-94 и настоящей инструкции.
выполнять в
соответствии
19
7.2 Пуск трубопроводов в эксплуатацию должен производиться после завершения
гидравлических испытаний без удаления из него испытательной жидкости.
7.3 Постоянный надзор за правильной эксплуатацией трубопроводов осуществляет лицо,
ответственное за безопасную эксплуатацию, назначенное приказом владельца трубопроводов.
7.4 Ревизии трубопроводов осуществляет служба технического надзора совместно с
руководством цеха.
7.5 Отдельным трубопроводом
следует считать систему трубопроводов одного
назначения, запитанных от одной насосной установки.
7.6 На каждый в трубопровод должен быть составлен паспорт
(приложение Г).
К паспорту должны быть приложены:

схема трубопровода с указанием диаметра и толщины стенки, мест установки
арматуры, заглушек и других деталей, установленных на водоводе, места ответвлений участков
трубопроводов;

акты ревизии и отбраковки трубопроводов;

удостоверения о качестве сварных стыков и наружной изоляции, выполненных при
ремонте трубопроводов;

акты контрольного наружного осмотра трубопроводов;

акты периодических испытаний трубопроводов;

заключения экспертизы промышленной безопасности.
7.2 Контроль основных параметров работы трубопроводов.
7.2.1 Рабочее давление
7.2.1.1 Рабочее давление должно быть определено проектом, уточнено в различных
точках трубопроводов после вывода на установившийся режим, согласовано с проектной
организацией и закреплено в регламенте.
7.2.1.2 Рабочее давление при нормальной эксплуатации не должно выходить за пределы
значений, установленных в регламенте.
7.2.1.3 Если рабочее давление превышает значения, установленные регламентом для
данной точки водовода, то причиной этого могут быть:
а) произведенные переключения, не предусмотренные регламентом;
б) неисправность или перекрытие запорной арматуры;
в) появление дополнительных сопротивлений в трубопроводе за данной точкой,
появившихся в результате отложений или обрыва внутренней полиэтиленовой оболочки в МПТ.
7.2.1.4 Если рабочее давление менее значений, установленных регламентом для данной
точки трубопровода, то причиной этого могут быть:
а) произведенные переключения, не предусмотренные регламентом;
б) потеря герметичности трубопровода перед или за данной точкой;
в) появление дополнительных сопротивлений в трубопроводе перед данной точкой,
появившихся в результате отложений или обрыва внутренней полиэтиленовой оболочки в МПТ.
7.2.1.5 Во всех случаях изменения давления в трубопроводе обслуживающий персонал
должен немедленно доложить диспетчеру, выяснить причину и устранить ее при необходимости.
7.2.1.6 При необходимости сброс давления в трубопроводе производить со скоростью не
более 0,4 МПа/мин.
7.2.2 Расход перекачиваемой жидкости
7.2.2.1 Учет
расхода перекачиваемой воды проводится с помощью стационарных
расходомеров типа «Взлет» и накладных расходомеров типа «Panametriks».
7.2.2.2 Замеры расхода перекачиваемой воды следует производить при установившихся
режимах перекачки в начале трубопровода и в его конце. Значения расхода воды при условии
20
отсутствия ответвлений должны совпадать. При наличии ответвлений значение расхода в
начале трубопровода должно совпадать с суммарным расходом в конечных точках.
7.2.2.3 Если значения расходов воды не совпадают, то причиной этого могут быть:
а) наличие неучтенной врезки в трубопровода между точками замеров;
б) потеря герметичности трубопроводов между точками замеров.
7.2.2.4 Во всех случаях несовпадения расходов воды в трубопроводе обслуживающий
персонал должен немедленно доложить диспетчеру, выяснить причину и устранить ее при
необходимости.
8.4 Диагностика трубопроводов.
В процессе эксплуатации и при ремонтах трубопроводов из МПТ необходимо проводить
диагностику их технического состояния. Очередность диагностирования определяется согласно
РД 39-132-94.
8.5 Периодические испытания трубопроводов
Периодические испытания на прочность и герметичность трубопроводов
целесообразно
совмещать с проведением акустико-эмиссионного контроля потенциально-опасных участков
(переходов водовода через естественные и искусственные преграды). Испытания на прочность и
герметичность трубопроводов должны производиться согласно разд. 7 РД 39-132-94.
8.6. Ремонтные работы на трубопроводов
8.6.1 Объемы предупредительных ремонтных работ на трубопроводов
выполнения определяются согласно разд. 7 РД 39-132-94.
и сроки их
8.6.2 Ремонт наружной изоляции на действующем трубопроводе
Технологический процесс изоляции зоны нарушения наружной изоляции трубопроводов из
МПТ осуществляется без остановки перекачки транспортируемой жидкости в полевых условиях
при температуре окружающего воздуха не ниже 3 0С и при температуре металлической
поверхности трубопровода не ниже
15 0С для трубопроводов системы поддержания пластового
давления (далее – трубопроводы системы ППД) и трубопроводов системы нефтесбора. При
изоляции зоны нарушения наружной изоляции трубопроводов во время дождя, тумана, сильного
ветра над рабочим местом должен быть установлен навес, предотвращающий прямое попадание
влаги на изолируемую поверхность.
Навес выполняется в виде легко съемной конструкции, состоящей из каркасной рамы,
обтянутой влагонепроницаемым полотном (пленка полиэтиленовая), соответствующей размерам
рабочей зоны.
1.5 Изоляционные работы следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-4280, ВСН 008-88, ГОСТ Р 51164, РД 39-132-94,
ПБ 08-624-03.
Требования, предъявляемые к технологическому процессу
Механическая очистка изолируемой поверхности.
-Перед очисткой наружной поверхности необходимо определить возможность изоляции
отдельных участков (I, II, III, IV) зоны дефектоскопии трубопроводов (рисунок 1) или полностью
зоны дефектоскопии трубопроводов (I-IV) (рисунок 2).
21
- Конструкции защитных покрытий, которые применялись для изоляции наружной поверхности
труб, приведены в таблице 1 Приложение Д.
- В случае если на трубопровод нанесено комбинированное на основе мастики и
экструдированного полиолефина покрытие (номер конструкции 6 по таблице 1), то это покрытие
должно быть удалено полностью по периметру.
В случае если на трубопровод нанесено покрытие конструкции 1, 2, 8 (таблица 1) и качество
этих покрытий соответствует НТД, то такие покрытия могут быть удалены вкруговую по
диаметру.
- Наружная поверхность трубопровода должна быть тщательно очищена с помощью скребков,
металлических щеток или шлифмашинки с иглофрезой от остатков земли, старой изоляции и
продуктов коррозии.
Покрытия, прочно связанные со стальной трубой, не снимаются, если они не снижают
адгезионных свойств наносимой изоляции. В этом случае труба должна очищаться лишь от
поверхностных загрязнений и ржавчины; после очистки поверхности грунтовка наносится по
покрытию.
- Очистка трубопровода в зоне заплат, хомутов и других препятствий должна выполняться с
особой осторожностью. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного
металла и срезание сварных швов.
-Степень очистки поверхности трубы - 3 по ГОСТ 9.402 перед нанесением нового покрытия
должна соответствовать виду защитного покрытия и требованиям, приведенным в таблице 2
Приложение Д.
- При выполнении работ по очистке зоны дефектоскопии трубопроводов перед нанесением
изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным,
плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.
- Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки,
сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности трубопровода.
-Время между операцией очистки и нанесением покрытия не должно превышать одного часа. В
случае превышения часового промежутка времени проводится повторная очистка.
-Продукты очистки наружной поверхности собираются в металлические емкости с крышкой для
последующей утилизации.
-Снятие фаски на полиэтиленовой изоляции Край основной полиэтиленовой изоляции должен
иметь плавный переход от металла трубы под углом не более 200 .
- Изоляция зоны дефектоскопии трубопроводов лентой «Полилен 40- ЛИ-45 (63)»
Для изоляции зоны дефектоскопии трубопроводов применяется ленточное покрытие усиленного
типа, состоящее из высохшего «до отлипа» слоя грунтовки, двух слоев полиэтиленовой
изоляционной липкой ленты и двух слоев защитной полимерной липкой обертки. Допускается
слой полимерной обертки заменять липкой полимерной лентой слой на слой.
Основные показатели праймера НК-50, ленты «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» и защитной полимерной
обертки приведены в Приложении Б.
В соответствии с ГОСТ Р 51164 изоляционная лента «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» может быть
использована в конструкциях № 7; 9; 13; 15; 16; 19 таблицы 1 ГОСТ Р 51164 для покрытий
усиленного типа, то есть полимерное ленточное покрытие (праймер НК-50, лента «Полилен 40ЛИ-45 (63)») может быть использовано для восстановления покрытия конструкции 6 (таблица 1).
Нанесение праймера НК-50. Зона изолируемой поверхности перед изоляцией должна быть сухая.
При осмотре невооруженным глазом на поверхности стальной трубы и имеющегося покрытия не
должно быть следов влаги в виде пленки, капель и масляных пятен. Для обеспечения
равномерного покрытия праймер НК-50 тщательно перемешивается до полного исчезновения
возможного осадка и наносится с помощью кисточки на изолируемую поверхность зоны
дефектоскопии трубопровода и на примыкающее к зоне покрытие. Праймер должен наноситься
на металлическую поверхность трубопровода, температура которого не ниже 15 0С, равномерным
слоем, особое внимание необходимо уделять равномерности нанесения праймера на нижнюю
22
образующую зоны дефектоскопии трубопровода. Не допускается наличие пропусков праймера
на поверхности. Слой праймера должен быть сплошным и не иметь подтеков, сгустков и пузырей.
Расход праймера составляет 80-100 г/м2. Температура поверхности трубопровода контролируется
термометром ТЦМ 9210. Температура праймера при нанесении должна быть не ниже 10 0С,
поэтому при более низкой температуре праймер следует выдерживать не менее 48 часов в теплом
помещении с температурой не ниже плюс 15 0С (но не выше плюс 45 0С) или подогревать на
водяной или масляной бане с температурой не выше плюс 50 0С.
Нанесение ленты «Полилен 40-ЛИ-45 (63) 4.5.6 Лента «Полилен 40-ЛИ-45» выпускается
толщиной 0,450,05 мм, лента «Полилен 40-ЛИ-63» выпускается толщиной 0,630,05 мм. Лента
не должна иметь дефектов в виде сквозных отверстий, трещин, разрывов, гофр, морщин.
Нанесение полиэтиленовой ленты осуществляется по подсохшему «до отлипа» праймеру.
При конструкции защитного покрытия труб на основе полимерных лент толщина покрытия в зоне
дефектоскопии трубопроводов по ГОСТ Р 51164 должна соответствовать таблице 1 Приложение
Д.
- Изоляционная лента «Полилен 40-ЛИ-63» наносится в четыре слоя. Нахлест смежных витков
должен быть равен 50 % ширины ленты плюс 3 см (лента наносится в два приема по 2 слоя).
Расход ленты «Полилен 40-ЛИ-63» на 1 м трубопровода приведен в таблице 8 Приложение Б.
- Изоляционная лента «Полилен 40-ЛИ-45» наносится в четыре слоя. Нахлест смежных витков
должен быть равен 50 % ширины ленты плюс 3 см (лента наносится в два приема по 2 слоя).
Расход ленты «Полилен 40-ЛИ-45» на 1 м трубопровода приведен в таблице 5. Приложение А.
- Для обеспечения плотного прилегания лент и оберток по всей защищаемой поверхности и
создания герметичности в нахлесте, нанесение материала должно осуществляться с удельным
натягом 2 кг/см ширины без гофр, перекосов, морщин, отвисаний и выравниванием поверхности
прикатывающими роликами. Подогрев нанесенной ленты не допускается.
Конец ленты следует располагать не ниже оси трубы в направлении сверху вниз.
- При температуре окружающего воздуха ниже плюс 10 0С рулоны ленты «Полилен 40-ЛИ-45
(63)» и обертки перед нанесением необходимо выдерживать не менее 48 часов в теплом
помещении с температурой не ниже плюс 15 0С (но не выше плюс 45 0С).
-Нахлест изоляции зоны дефектоскопии трубопроводов на основное покрытие должен быть не
менее 75 мм.
-Сплошность изоляционного покрытия следует проверять дефектоскопом до нанесения защитной
обертки.
-Нанесение обертки «Полилен ОБ» Полимерная липкая обертка «Полилен ОБ» выпускается
толщиной 0,630,05 мм. Обертка не должна иметь дефектов в виде сквозных отверстий, трещин,
разрывов, гофр, морщин.
Нанесение обертки осуществляется аналогично нанесению ленты одинаковым нахлестом (50 %
ширины обертки плюс 3 см) и соответствующим натяжением (2 кг/см). Обертка наносится в два
приема по два слоя. Соблюдение этих особенных мер обеспечит покрытие без складок, морщин и
разрывов.
-Защитные обертки должны быть закреплены в конце полотнища. Для закрепления оберток
используют специальные бандажи, клей и т.п.
-После приемки Заказчиком качества изоляции, проверенную и защищенную оберткой зону
дефектоскопии трубопроводов следует сразу же засыпать мягким грунтом.
- По окончании восстановления наружного защитного покрытия труб стальных после
технического диагностирования трубопровода составляется двухсторонний акт сдачи-приемки
работ (Приложение В).
- Контроль качества изоляционного покрытия трубопроводов
Контролю подвергается 100 % изолированных трубопровода. Покрытие трубопроводов должно
отвечать следующим требованиям:
 отсутствие гофр, протяжных и локальных воздушных включений;
 отсутствие проколов, задиров, других сквозных дефектов;
23
 наличие одинаковой ширины нахлеста на заводское покрытие;
 толщина покрытия должна соответствовать таблице 3.
- Нахлест лент на заводское покрытие должен быть не менее 75 мм.
- Показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия должен составлять
к металлу и к основному покрытию при температуре +200С:
- не менее 2,0 кгс/см.
Приборы для определения адгезии: АР-2 или другие аналогичные.
-Показатель прочности адгезионной связи проверяется после 24-х часовой выдержки.
-Качество изоляционного покрытия: сплошность контролируется при помощи
дефектоскопа “Крона-1р” и толщина - при помощи прибора “Константа” или штангенциркуля.
Технологическая карта контроля качества изоляционного покрытия
Технологическая карта контроля качества изоляционного покрытия зоны дефектоскопии
трубопровода праймером НК-50 и лентой «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» приведена в таблице 9
Приложение Б.
9. Защита трубопроводов из МПТ от внутренней коррозии ингибиторами.
9.1 Для защиты от внутренней коррозии трубопроводов из МПТ с наконечниками из
углеродистой стали необходимо применение ингибиторов коррозии.
9.2 Защита водоводов от коррозии осуществляется ингибиторами коррозии по технологии
непрерывного дозирования в соответствии с инструкцией на применение выбранного ингибитора
или по технологии периодического дозирования в соответствии с РД 153-39.0-250-02 «Инструкция
по защите футерованных полиэтиленом водоводов путем периодической подачи ингибиторов
коррозии».
9.3.Выбор технологии осуществляют на основании технико-экономического расчета.
9.4.Защита трубопроводов от внешней коррозии осуществляется согласно РД 39-0147585147-97 «Временная инструкция по протекторной защите строящихся промысловых трубопроводов
от грунтовой коррозии».
9.Порядок учета, расследования и ликвидации аварий
9.1 Классификация отказов производится в соответствии с разделом 9 РД 39-132-94.
9.2 Категорийные отказы трубопроводов, сопровождаемые несчастными случаями и
пожарами, расследуются в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России.
9.3 В соответствии с разделом 9 РД 39-132-94 расследуются некатегорийные отказы
следующих видов:
– негерметичность запорной и регулирующей арматуры;
– потеря пропускной способности водовода из-за образования закупорок.
9.4 В соответствии с требованиями РД 153-39.0-361-04 «Положение о порядке
регистрации и обследования порывов нефтепромысловых трубопроводов» расследуются
некатегорийные отказы следующих видов:
– потеря герметичности от внешних механических воздействий;
– негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней;
– разрывы и трещины по основному металлу труб, по продольным и кольцевым сварным
швам.
9.5 Организация работ по ликвидации отказов на трубопроводе должна производиться в
соответствии с требованиями раздела 9 РД 39-132-94.
10. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
10.1 При выполнении сварочных работ необходимо соблюдать требования:
24
- ГОСТ 12.3.004 «Работы электросварочные. Общие требования безопасности»;
- ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», действующие
правила и инструкции по технике безопасности, а также требования системы стандартов
безопасности труда.
10.2 Погрузочно-разгрузочные работы следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ
12.3.009-76 ССБТ «Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования».
10.3 При выполнении электросварочных работ и обслуживании электросварочной установки
следует выполнять требования «Стандартных правил при сварке и резке металлов» Минздрава
России, а также ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Сварка».
10.4 К обслуживанию электросварочных установок допускаются лица, прошедшие
соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний требований безопасности с
оформлением в специальном журнале, имеющие квалификационное удостоверение и не ниже II
квалификационной группы по электробезопасности.
10.5 Металлические части электросварочных установок и находящиеся под напряжением во время
работы электросварочные генераторы, выпрямители, преобразователи должны быть заземлены в
соответствии с «Инструкцией по заземлению передвижных строительных механизмов и
электрифицированного инструмента» и «Инструкцией по выполнению сетей заземления в
электрических установках».
10.6 Сварка должна проводиться в условиях, исключающих попадание атмосферных осадков и
грязи в зону сварки.
10.7 При электросварочных работах сварщикам необходимо пользоваться спецодеждой, которая
выдается в соответствии с «Типовыми отраслевыми нормами выдачи спецодежды, обуви и
предохранительных приспособлений рабочим и служащим, занятым на строительных,
строительно-монтажных и ремонтно-строительных работах». Перед началом работы сварщику
необходимо проверить исправность электрододержателя, надежность изоляции его рукоятки,
исправность предохранительной маски с защитным стеклом и светофильтром, а также состояние
изоляции проводов, плотность соединения контактов сварочного провода и наличие заземления
корпуса сварочного агрегата.
10.8. При выполнении изоляционных работ в полевых условиях необходимо строго соблюдать
требования безопасности согласно:
- ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
- «Правилах техники безопасности при строительстве магистральных стальных
трубопроводов», утвержденных Миннефтегазстроем;
- ГОСТ 12.3.016 ССБТ «Строительство. Работы антикоррозионные. Требования
безопасности»;
- ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ «Пожарная безопасность. Общие требования»;
- ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Противокоррозионная и тепловая изоляция».
К изоляционным работам по восстановлению наружного защитного покрытия труб стальных
после технического диагностирования в полевых условиях допускаются лица не моложе 18 лет.
Подготовка и аттестация должны проводиться в УКК, имеющих лицензию. Подготовка указанных
специалистов должна осуществляться по программам, разработанным учебными центрами,
аттестацию (экзамен) изолировщиков проводит квалификационная комиссия. Аттестованным
изолировщикам выдаются удостоверения установленной формы.
Независимо от сдачи экзамена каждый рабочий при допуске к работе должен получить
инструктаж по технике безопасности
на рабочем месте с соответствующей распиской
инструктируемого в журнале проведения инструктажей.
При выполнении работ по изоляции зоны дефектоскопии труб рабочий персонал должен быть
обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты. Погрузочно-разгрузочные работы
следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.009. Места производства
погрузочно-разгрузочных работ должны быть обозначены знаками безопасности по ГОСТ
25
12.4.026. Не допускается нахождение людей и передвижение транспортных средств в зоне
возможного падения грузов.
Перед спуском в шурф необходимо привести в готовность средства личной защиты (спецодежду,
противогазы, спасательные пояса с веревками) и приготовить материалы, необходимые для
тушения пожара.
До начала и периодически в процессе проведения работ проверяют загазованность воздуха в
шурфе и на прилегающей территории с помощью газоанализаторов и индикаторов. Опасной
считается зона, в которой вследствие возможной утечки газа может образоваться опасная газовоздушная смесь и произойти ее воспламенение. Границы этой зоны устанавливает руководитель
работ вместе с эксплуатационным персоналом. При работе в шурфе рабочие должны надевать
спасательные пояса.
При изоляции зон дефектоскопии труб возможно образование отходов ленты «Полилен 40-ЛИ-45
(63)», которые собираются и отправляются на вторичную переработку. В соответствии с ГОСТ
12.1.007 лента «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» относится к 4 классу опасности (вещества малоопасные)
и не являются токсичным продуктом. Лента «Полилен 40-ЛИ-45 (63)» при нанесении на
трубопровод не выделяет в окружающую среду токсичных веществ и не оказывает при
непосредственном контакте вредного влияния на организм человека. Праймер НК-50 по степени
воздействия на организм относится к 4-му классу опасности по ГОСТ 12.1.007. Раздражающее
действие на кожу отсутствует. Обладает слабым раздражающим действием на слизистые глаз,
обладает кожно-резорбтивным действием.
При проведении работ с праймером НК-50
запрещается использование открытого огня, курение, не допускается использование
инструментов, дающих при ударе искру. При работе с праймером НК-50 запрещается:
- бросать тару при разгрузке и выгрузке;
- вывинчивать пробки и открывать крышки, ударяя по ним металлическими предметами.
При нанесении праймера необходимо установить лоток ниже нижней образующей трубопровода
для сбора стекающего праймера.
11. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ
11.1 При осуществлении технологического процесса возможно низкое качество сварных швов.
11.2 Работы по устранению дефектов необходимо проводить с применением ремонтного агрегата
«АНРВ-1К». Технические характеристики агрегата приведены в приложении Б.
11.3 Исправление дефектов в сварном шве трубопровода допускается при условии, когда длина
дефектных участков не превышает 1/6 периметра стыка, в противном случае сварной стык
переделывается.
11.4 Дефекты исправляются тем же способом сварки, что и при сооружении трубопроводов.
11.5 После устранения дефектов швы проверяются необходимыми средствами контроля сварного
шва согласно п. 4.7.
Нормативно-технические документы
1
2
3
4
5
6
7
8
ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Противокоррозионная и тепловая изоляция.
ГОСТ 9.402-80 - Единая система защиты от коррозии и старения. Лакокрасочные покрытия.
Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием.
ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.007
ССБТ Вредные вещества. Классификация и общие требования
безопасности.
ГОСТ 12.3.009-76 ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования
безопасности.
ГОСТ 12.3.016-87 ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования
безопасности.
ГОСТ 12.4.026-76 - ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.
ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия.
26
9
10
11
12
13
14
15
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите
от коррозии.
ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых
трубопроводов, утв. Минтопэнерго РФ, согласованы с Госгортехнадзором РФ 27.12.93 г. № 1003/337.
СНиП III-42-80 Строительные нормы и правила. Правила производства и приемки работ.
ТУ 2245-003-01297859-99 Лента полиэтиленовая для защиты нефте-газопродуктопроводов
Полилен. Технические условия.
ТУ 2245-004-01297859-99 Обертка полиэтиленовая Полилен. Технические условия.
ТУ 5775-001-01297859-95 Праймер НК-50. Технические условия.
27
Приложения:
Приложение А
Таблица 1.
Сварочные материалы для ручной электродуговой сварки
Марка
стали
Ст.2сп.,
Ст.2пс.,
Ст.3сп.,
Ст.3пс.,
Ст.4сп.
ВСт.2сп.,
ВСт.3сп.,
ВСт.4сп.,
ВСт.2пс.,
ВСт.3пс.
Сталь 10,
20, 25
10Г2
Типы и марки
темпераэлектродов
0
тура, С
Э42,Э46,(СМ-5,ЦМ-7,
-25+300
АНО-5,АНО-6,ВСП-1,
ВСЦ-2,АНО-3,АНО-4,
МР-1,МР-3,ОЗС-4,
ОЗС-6,ОЗС-3)
Э42А,Э46А(УОНИ13/45,
-30+300
СМ-11,УП-1/45,УП-2/45,
ОЗС-2,Э138/45Н)
Примечание
-
-
-30+450
Э42А,Э46А,Э50А
-
-70+450
Э50А(УОНИ-13/55,
УП-1/55,Уп-2/55,К-5А и
другие)
Э50А
Э-МХ(ЦЛ-14)при
рабочей темп. не более
5500С;
Э-ХИФ(ЦЛ-20,Цл-20А,
ЦЛ-20Б)при рабочей
темп. не более 5400С;
ЦЛ-20М, ЦЛ-39при
рабочей темп. до 5700С.
ЭА-2(ОЗЛ-6,ОЗЛ-4;ЗИО8,СЛ-16,ЦЛ-25); Эа-3М6
(НИАТ-5,ЭА-395/9
и другие)
-
17ГС
12ХIМФ
-40+450
-40+570
12ХIМФ
-40+570
15ХМ,
15ХМА
-40+560
Э-МХ(ЦЛ-14);
Э-ХМ (ЦУ-2МХ, ГЛ-14)
08Х18Н10Т
-70- +450
ЦЛ-8
Подогрев под
сварку с последующей
термообработкой
Подогрев под
сварку без последующей
термообработки
Для
сварки
трубопроводов с рабочей
темп. не более 4500С
Подогрев под сварку с
последующей
термообработкой
Подогрев под
сварку с последующей
термообработкой
28
Таблица 2
Режимы ручной электродуговой сварки
покрытыми электродами
При горизонтальной оси труб
4-10
10-13
13-16
17-22
23-27
28-32
2-3
2-4
1-2
3
2-4
3
4
3-5
1-2
3
3-5
3-4
4
5-7
1-2
3
5-7
3-5
4
7-14
1-2
3
7-14
3-8
4
11-18
1-2
3
11-18
3-12
4
15-20
1-2
3
15-20
3-16
4
3-4
4-5
5-8
8-12
12-16
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-200
При вертикальной оси труб
3-6
1-2
3
3-6
3
4
7-9
1-2
3
7-9
3-4
4
9-12
1-2
3
9-12
3-5
4
11-15
1-2
3
11-15
3-8
4
16-20
1-2
3
16-20
3-12
4
20-25
1-2
3
20-25
3-16
4
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-160
80-100
100-120
110-130
120-200
При сварке неповоротных стыков сила тока должна быть равномерно на 15% ниже. В
числителе даны токи при сварке аустенитными электродами, в знаменателе- перлитными.
Сварочные слои
Корневой
Заполняющий
Облицовочный
Марка электрода
УОНИ 13/55Р
ЦЛ-11
ЦЛ-11
УОНИ 13/55Р
УОНИ 13/55Р
Диаметр, мм
3,0
3.0
4.0
4.0
4.0
Полярность
Прямая
Обратная
Обратная
Прямая
Прямая
Сварочный ток, А
100…160
90…150
140…190
140…170
140…190
29
Таблица 3
Неразрушающий контроль стыков
Количество сварных стыков, подлежащих контролю физическими
Категория
методами, %
участков
всего
в том числе
трубопроводов
радиографический
В
100
100
I
100
100
II
100
100
III
100
100
IV
Не менее 20
100
Рисунок 1
Приложение Б
Таблица 1
Диаметр трубы, мм
89-219
273
325
426
530
720
Температура окружающей
среды, град. С
от 0 до минус 20
от 0 до минус 20
от 0 до минус 20
от 0 до минус 20
от 0 до минус 20
от 0 до минус 20
Время нагрева,
мин
10-25
20-25
25-30
30-35
30-35
40-45
30
Таблица 2
Условия
нанесения
покрытия
Трассовое
Конструкция
покрытия
защитного Толщина защитного покрытия,
мм, не менее,
для труб диаметром, мм, не более
273
530
820
На основе термоусаживаю- 1,2
1,5
2.2
щихся материалов.
Таблица 3
Диаметр трубы,
мм
89
114
159
168
219
273
325
426
530
720
Длина изолируемого участка, мм
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
400 + 150
Ширина ленты
«Термизол», мм
80
80
80
80
80
100
100
100
100
100
Таблица 4
Операция
Периодичность
Метод
контроля
контроля
1
2
3
Контроль качества материалов
Проверка
постав- Каждую
Соответствие с
ляемого материала,
партию
техническими
лента “Термизол”;
условиями
лента «Полилен 40ЛИ-45 (63)»;
праймер НК-50
Контроль качества подготовки поверхности
Очистка изолируеНепрерывно
Визуально по
мого стыка
эталону
Контроль качества нагрева
Контроль
Непрерывно
в Термометр
температуры
при процессе работы цифровой
нагреве
сварного
малогабаритны
стыка
й ТЦМ 9210
Контроль качества изоляционных покрытий
Контроль качества
нанесения
полимерных изоляционных лент:
- Сплошность
На
всей Дефектоскопом
покрытия
поверхности
и визуально
Расход ленты на 1 стык
м
кг
5,2
0,35
6,7
0,47
9,3
0,62
10,3
0,70
11,2
0,76
16,0
1,1
17,5
1,23
20,5
1,44
23,8
1,80
32,4
2,50
Показатели
4
Соответствие
ТУ 2245-029-43826012-01
ТУ 2245-003-01297859-99
ТУ 5775-001-1297859-95
2 степень очистки согласно
ГОСТ 9.402
Температура нагрева должна
быть в диапазоне
от 130 0С до 140 0С для ленты
«Термизол»;
от 15 0С до50 0С для праймера
и ленты «Полилен 40 ЛИ-45
(63)»
Отсутствие
пропусков,
оголений и пробоя.
Напряжение
на
щупе
31
- Число слоев
- Нахлеста витков
- Прилипаемость
- Толщина
дефектоскопа не менее
5 кВ на 1 мм толщины
В
процессе Визуально
Для ленты «Термизол» производ2 слоя; для ленты «Полилен
ства работ
40- ЛИ-63»
- 3 слоя; для ленты «Полилен
40- ЛИ-45»
- 4 слоя
(в 2 приема по 2 слоя)
То же
Визуально
50 % ширины:
для ленты «Термизол» и ленты
«Полилен 40- ЛИ-45».
63 % ширины для ленты
«Полилен 40- ЛИ-63»
В
местах, Отслаивание по Усилие на адгезию:
вызывающих
надрезу
- не менее 3,5 кгс/см для ленты
сомнение
«Термизол»;
- не менее 2,0 кгс/см для
ленты «Полилен 40- ЛИ-45
(63)»
В
процессе Толщиномер
Для ленты «Термизол» производства
“Константа”,
толщина не менее 1,2 мм; для
работ
штангенцирленты «Полилен 40 ЛИ-45
куль
(63)» - толщина не менее
1,8 мм
Таблица 5
Технические характеристики праймера НК-50
№
Наименование показателя
п/п
и единицы измерения
1
Цвет
2
Вязкость по ВЗ-4 при 20 0С, сек
3
Адгезия к стальной поверхности
при температуре 20 0С, Н/см, не менее
4
Адгезия к стальной поверхности после старения на
воздухе в течение 1000 ч при температуре 100 0С,
Н/см, не менее
5
Адгезия к стальной поверхности после старения в
воде при 60 0С в течение 1000 ч., Н/см, не менее
6
Сухой остаток, %, не менее
7
Площадь отслаивания при катодной поляризации при
температуре:
20 0С, см2, не менее
60 0С, см2, не менее
Норма
по ТУ 5775-001-1297859-95
Черный
255
20
15
15,0
22
5
15
Таблица 6 Физико-механические показатели ленты «Полилен 40-ЛИ-45 (63)»
№
Наименование показателя
Норма
п/п
и единицы измерения
по ТУ 2245-003-1297859-99
1
Цвет
Черный
2
Прочность при разрыве, Н/см, не менее
50
3
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее
200
32
4
5
6
7
8
9
10
Изменение относительного удлинения при разрыве
после выдержки при 110 0С в течение 2400 ч., %, не
более
Температура хрупкости, 0С, не выше
Удельно-объемное электросопротивление, Омм,
не менее
Адгезия в нахлесте ленты к ленте, Н/см, не менее
Адгезия к стали, Н/см, при температуре 20 0С,
не менее
Адгезия к стали после выдержки в воде 1000 ч. при
температуре:
20 0С, Н/см, не менее
40 0С, Н/см, не менее
Адгезия к стали после выдержки на воздухе 1000 ч.
при температуре 100 0С, Н/см, не менее
25
минус 60
1013
7,0
20,0
15,0
15,0
20,0
Физико-механические показатели обертки «Полилен ОБ»
Таблица 7
№
Наименование показателя
Норма
п/п
и единицы измерения
по ТУ 2245-004-1297859-99
1
Цвет
Черный
2
Прочность при разрыве, Н/см, не менее
103
3
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее
536
4
Водопоглощение за 24 ч, %
0,05
5
Температура хрупкости, 0С, не выше
минус 60
6
Адгезия обертки к полиэтиленовой стороне ленты, 4,0
Н/см
Таблица 8
Диаметр трубопровода, мм
89
114
159
168
219
273
325
Таблица 9
Операция
Длина изолируемого участка, мм
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
Периодичность
контроля
1
2
Контроль качества материалов
Проверка
постав- Каждую
ляемого материала:
партию
- праймер НК-50;
- лента «Полилен
40-ЛИ-45 (63)»;
Ширина ленты
«Полилен
40ЛИ-63», мм
75
75
75
75
150
150
150
Расход ленты на 1 м трубопровода
м
кг
25,6
32,8
45,7
48,3
23,6
29,5
35,0
1,27
1,63
2,27
2,40
2,33
2,92
3,45
Метод
контроля
3
Показатели
Соответствие
техническим
условиям
Соответствие
4
ТУ 5775-001-1297859-95
ТУ 2245-003-01297859-99
33
- обертка
«Полилен ОБ»
Контроль качества подготовки поверхности
Очистка изолируеНепрерывно
Визуально
мой зоны
дефектоскопии
трубопровода
Контроль качества изоляционного покрытия
Контроль качества
нанесения
полимерных изоляционных лент:
- Сплошность
На
всей Визуально
покрытия
поверхности
Дефектоскоп типа
«Крона – 1р»
- Число слоев
- Нахлест витков
- Адгезия к стали
- Толщина покрытия
ТУ 2245-004-1297859-99
3 степень очистки
по ГОСТ 9.402
Отсутствие
пропусков,
оголений и пробоя.
Напряжение
на
щупе
дефектоскопа не менее
5 кВ на 1 мм толщины
В
процессе Визуально
Для ленты «Полилен 40- ЛИпроизвод45 (63)» - 4 слоя
ства работ
(в 2 приема по 2 слоя)
То же
Визуально,
50
%
ширины
ленты
Штангенциркуль
«Полилен 40- ЛИ-45 (63)»
ГОСТ 166
плюс 3 см
В
местах, Адгезиметр
типа Адгезия к стали при
вызывающих
АР-2
температуре 20 0С:
сомнение
- не менее 2,0 кгс/см для
ленты «Полилен 40- ЛИ-45
(63)»
В
процессе Толщиномер типа Для ленты «Полилен 40 ЛИпроизводства
“Константа”,
45 (63)» работ
Штангенциркуль
не менее 1,8 мм
ГОСТ 166
34
Приложение В
Таблица 1
Типоразмер
МПТ, мм
89х44,5
89х7
114х4,5
114х9
159х6
273х9
Диаметр
Диаметр дорна,
стальной трубы, мм
мм
66,5
790,5
67,5
800,5
68,5
810,5
69,5
820,5
68,5
830,5
60,6
730,6
61,5
740,5
62,5
750,5
63,5
760,5
64,5
770,5
90
1030,5
91
1040,5
92
1050,5
93
1060,5
94
1070,5
81,5
930,5
81,5
940,5
82,5
950,5
83,5
960,5
84,5
960,5
85,5
980,5
86,5
990,5
129
1450,5
130
1460,5
131
1470,5
132
1480,5
133
1490,5
228
2481
230
2501
232
2521
234
2541
236
2561
238
2581
240
2601
Примечание:
при толщине
наконечника, мм
4
4
4
4
5
6
35
Приложение Д
Таблица 1
Условия Номер
Конструкция (структура) защитного
нанесения конструк покрытия
покрытия ции
Толщина защитного покрытия,
мм, не менее
для труб диаметром (мм)
не более
273
530
820
Защитные покрытия усиленного типа
Заводское 1
или
базовое
Заводское 2
или
базовое
Заводское 6
или
базовое
Трехслойное полимерное:
2,0
грунтовка
на
основе
термореактивных смол;
- термоплавкий полимерный подслой;
- защитный слой на основе
экструдированного полиолефина
Двухслойное полимерное:
2,0
- термоплавкий полимерный подслой;
- защитный слой на основе
экструдированного полиолефина
Комбинированные на основе мастики 2,5
и экструдированного полиолефина:
- грунтовка битумная или битумнополимерная;
- мастика битумная или битумнорезиновая;
защитный
слой
из
экструдированного полиолефина
Продолжение таблицы 1
1
2
3
Заводское 8
На основе
или
материалов
базовое
4
термоусаживающихся 1,2
Таблица 2
Вид противокоррозионных Степень очистки
покрытий
Полимерное ленточное
3
2,2
2,5
2,2
2,5
3,0
-
5
1,8
6
2,0
Характеристика очищенной поверхности
Не более чем на 5 % поверхности трубы
имеются пятна и полосы прочно
сцепленной окалины, точки ржавчины,
видимые невооруженным глазом; при
перемещении
по
поверхности
прозрачной пластины 2525 мм на
любом из участков окалиной и
ржавчиной занято не более 10 %
площади пластины.
36
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
НГДУ, трест_____________
СМУ, СУ, ПМК, КТП____
Участок____________
Основание: ВСН 012-88 (часть II)
Строительство________________
Объект__________________ ___
ЖУРНАЛ
сварки труб_________________________________________________
(на трассе, трубосварочной базе, площадке)
Стык с №______________ по № _______________________
Производитель работ _______________________________________________
(должность, организация, фамилия, инициалы)
Начало работ __________20 г.
Окончание работ __________20
г.
37
Приложение Е
АКТ – ПРЕДПИСАНИЕ №
по результатам контроля качества наружной изоляции трубопровода
Наименование строительно – монтажной организации: _ООО_______________
Наименование организации, производящей контроль: лаборатория _______
Наименование трубопровода: скв. № НГДУ _________________
Проектная протяжённость трубопровода: _955 м
Контроль произведён на участке протяжённостью 620м, от ПК 0 до ПК6 +20
Диаметр трубы _114__ мм, толщина стенки _4,5_мм
Тип и марка толщиномера _МТ-2003_, заводской №_27 Т 4140___, дата поверки 11.10.05._
Тип и марка адгезиметра _АМЦ 2-50__ заводской №_28 Д 3531__, дата поверки 05.09.05.
Тип и марка искрового дефектоскопа ___Крона – 2 И_____, заводской №_27 Д 2830___
Температура окружающего воздуха 18 ºС
Тип наружной изоляции: ЭПК__, изготовитель изоляции: __________
Изоляционный материал полевых сварных стыков: лента «Полилен 40-ЛИ-45» № партии
(паспорта) __23_ , праймер НК-50_ № партии (паспорта) __60_
Требования НТД для заводской изоляции: толщина не менее_2,2__ мм, адгезия не
менее_3,5__кг/см, сплошность: отсутствие пробоев при 5 кВ/мм.
Требования НТД для изоляции полевых сварных стыков: толщина не менее_1,5_ мм, адгезия не
менее_2__кг/см, сплошность: отсутствие пробоев при 5 кВ/мм.
Расположение
точки контроля,
м
Результаты контроля
Вид контроля
Толщина
Адгезия
Значение, Соответствие Значение,
Соответствие
мм
НТД
кг/см
НТД
Сплошность
Заключение:
________________________________________________________________________________
__________________________________________ _________ __________________________
должность проводившего контроль, № удост., дата выдачи
подпись
расшифровка
подписи
__________________________________________ _________ __________________________
должность проводившего контроль, № удост., дата выдачи
подпись
расшифровка
подписи
__________________________________________ _________ _________________________
должность представителя СМО
подпись
расшифровка
подписи
Приложение Г
Журнал контроля качества изоляционных работ
№ Дата
Дата Предприятие
п/п заявки ККНИ
СМО
Протяжённость
по проекту
Контролируе
мый участок
Вид
контроля
Результат
контроля
№
акта
Примечания
38
В графе «Предприятие» указывается структурное подразделение, на объектах которого выполняется контроль. Для лабораторий,
выполняющих I ступень контроля, графа не заполняется.
В графе «Контролируемый участок» указываются пикеты начала и конца контролируемого интервала.
В графе «Вид контроля» - до засыпки траншеи или после засыпки производится контроль.
В графе «Результат контроля» - указывается, соответствует качество изоляции требованиям НТД или не соответствует. При выполнении
МКП указывается величина переходного сопротивления.
В примечаниях указывается дата проведения окончательной приёмки изоляции и № соответствующего акта.
39
Приложение Ж
ПРОТОКОЛ
измерений удельного сопротивления грунта
«____» ________200_ г.
Заказчик ___________________________________________________________________
Производитель работ ________________________________________________________
Наименование трубопровода__________________________________________________
Протяженность объекта, м ____________________________________________________
Прибор: ___________, зав. № ___________, Состояние грунта______________________
№
Дата
п/п измерен
ия
Номер
пунктов
измерен
ия по
схеме
Место
располож
ения
пунктов
измерени
я, ПК
Расстоя
ние
между
электро
дами, м
Пока
зания
прибо
ра R,
(Ом)
Руководитель группы:
___________________
Производители работ:
Удельн
ое
сопроти
вление
грунта,
р
(Омм)
Степень
коррозио
нной
активност
и
грунта
Среднее
удельное
сопротивле
ние грунта
по объекту,
(Омм)
______________
личная подпись
расшифровка подписи
______________
личная подпись
___________________
расшифровка подписи
Приложение З
ГОСТР 51164-98
39
40
Форма Д.1 Все графы обязательны к выполнению
АКТ
оценки состояния покрытия законченного строительством
участка трубопровода
«____» _________200_ г.
Наименование трубопровода _________________________________________________
Протяженность участка _____ м (начало ПК ____________конец ПК__________ )
Диаметр трубы, мм____________________, толщина стенки, мм ___________________
Конструкция защитного покрытия_____________________________________________
Среднее удельное электрическое сопротивление грунта (), Омм _________________
Требуемое сопротивление изоляции Rиз, Омм2__________________________________
Дата начала _______________________и окончания засыпки ______________________
Сопротивление растеканию трубопровода Rр, Ом________________________________
Продольное сопротивление Rг, Ом/м __________________________________________
Место подключения источника постоянного тока, ПК ____________________________
Напряжение на выходе источника V, В_________________________________________
Расчётная сила тока, mА _____________________________________________________
Время
измерения
Сила
тока,
mА
Потенциал трубопровода по медно-сульфатному электроду
сравнения φ, (В)
Естественная
разность
потенциалов
«труба-земля»
При включенном
источнике катодной
поляризации
Смещение
потенциала
φ, (В)
Состояние изоляционного покрытия
_______________________________________________________
соответствует, не соответствует НТД
Сопротивление изоляционного покрытия ________________________________ Омм2
______________________________________
_____________
____________________
должность лица, проводившего определение
личная подпись
расшифровка
подписи
_______________________________________
_____________
___________________
__________________________________________________________
должность лица, проводившего определение
личная подпись
расшифровка
подписи
40
41
Приложение И
НГДУ «_________________________»
СМО «_________________________»
Форма № 2.16
Основание: ВСН 012-88 (Часть II)
Строительство ________________
Объект _____________________
АКТ №
о контроле сплошности изоляционного покрытия
засыпанного трубопровода
от «____» ___________200__ г.
Мы, нижеподписавшиеся, представитель технадзора заказчика
_____________________________________________________________________________ ,
(должность, фамилия, инициалы)
производитель работ___________________________________________________________
(должность, фамилия, инициалы)
и представитель службы контроля качества _______________________________________ ,
_______________________________________________________составили настоящий акт
(должность, фамилия, инициалы)
в том, что на участке трубопровода протяженностью _______________________________
__________________ м от ПК __________ до ПК ___________ искателем повреждений
_____________________________________________________________________________
(указать марку прибора)
проверено качество изоляционного покрытия _____________________________________
(указать конструкцию покрытия)
толщиной ______________ мм с оберткой ________________ в ________ слоев.
В результате проверки по данным прибора обнаружены повреждения изоляционного покрытия в
____________________ местах на ПК _________________________________________
_______________________________________________________________________________
(перечислить пикеты)
общей протяженностью _______________________ м.
При шурфовке мест предполагаемых повреждений изоляционного покрытия фактические
повреждения обнаружены на _________________________________________________________
общей протяженностью ____________________________________________________________
Все повреждения изоляционного покрытия исправлены, проверены искровым
дефектоскопом, о чем сделаны записи в журнале изоляционно-укладочных работ.
Представитель технадзора _____________________ __________ ____________________
заказчика
должность
подпись
фамилия, инициалы
Производитель работ
_____________________ _________ ______________________
должность
подпись
фамилия, инициалы
Представитель службы
контроля качества
_____________________ _________ _____________________
должность
подпись
фамилия, инициалы
41
42
Приложение К
Технические характеристики агрегата наземного ремонта АНРВ-1Р
(передвижная ремонтная мастерская)
Предназначен
для
ремонта
и
профилактического
обслуживания
наземного
нефтепромыслового оборудования, станков-качалок и ремонта водопроводов системы ППД.
1. Техническая характеристика
Монтажная база агрегата – шасси Камаз-43102.
Масса транспортируемого груза – 2000 кг.
Масса снаряженного агрегата – 13200 кг.
Полная масса – 15205 кг.
Габаритные размеры:
длина – 7895 мм;
ширина – 2500 мм;
высота – 3450 мм.



2. Технические возможности








2.1 Подъем, перемещение различных грузов с помощью манипулятора гидравлического в
пределах вылета поворотной стрелы, в том числе погрузки на собственную грузовую площадку.
Подъемный момент манипулятора – 90 кНм.
Грузоподъемность – 2300 кгс (2.3 т).
Вылет стрелы – 3.8 м.
Угол поворота стрелы - 270°.
Высота крюка над поверхностью земли:
минимальная – 0.9 м;
максимальная – 6.7 м.
Управление манипулятором и гидравлическими опорами осуществляется кнопочным
дистанционным пультом с выносным кабелем длиной 10 м.
2.2 Автономность электроснабжения обеспечивает генератор переменного тока типа ДГС
мощностью 20 кВт, напряжением 380 В, частотой 50 Гц, имеющий привод от Коробки Отбора
Мощности автомобиля.
2.3 Агрегат укомплектован:
2.3.1 оборудованием для проведения газопламенных работ:
кислородными баллонами – 2 шт;
пропановыми баллонами – 1 шт;
резаком – 1 шт;
шлангами и редукторами.
2.3.2 насосом центробежным самовсасывающим типа АНС-60 с приводом от
электродвигателя:
производительность – 60 м3/час;
высота всасывания – 5 м.
2.3.3 Агрегат имеет закрытый отапливаемый кузов для перевозки обслуживаемого персонала
из 4 человек и производства слесарных работ с необходимым комплектом инструментов.
2.3.4 Электрические схемы управления обеспечивают прием и распределение энергии от
собственного генератора, а также от внешнего источника.
2.3.5 В конструкцию агрегата заложена возможность подключения различных электрических
и гидравлических устройств, которые расширяют его применяемость: дрель, электроножницы,
гидропресс, гидродомкрат, труборез, устройство для врезки под давлением и пр.
42