Ремонт трубопровода методом вырезки

5.3.1 Общие сведения

Работы при вырезке и врезке катушек, соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры, подключению участков трубопроводов, приварке эллиптических заглушек далее в настоящем документе определяются как вырезка, врезка катушек.

Все катушки, врезаемые в трубопровод, материалы, оборудование, приспособления, оснастка, применяемые при проведении подготовительных и основных работ, должны быть рассчитаны на проектные давления и изготовлены в соответствии с требованиями нормативных документов и техническими условиями производителей, должны пройти входной контроль на месте производства работ. Работы по вырезке, врезке катушек должны выполняться по ППР, разработанному на основании рабочей документации и нормативных документов ПАО «Транснефть», утвержденному главным инженером ОСТ, а также по технологическим картам, в следующей последовательности:

а) подготовительные работы:

- согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;

- отвод земли, разработка схем подъездных путей для движения транспорта;

- разбивка трассы трубопровода, обозначение вешками всех коммуникаций следующих в одном техническом коридоре и пересекающих трубопровод в зоне производства работ;

- обустройство временных переездов, полевого городка;

- земляные работы, устройство амбаров для временного хранения нефти/нефтепродукта(при необходимости);

- врезка вантузов или установка вантузньгх задвижек и извлечение герметизирующих пробок;

- промывка и проверка герметичности затвора запорной арматуры;

б) основные работы:

- остановка перекачки нефти/нефтепродуктапо трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками (при выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке ППМТ или лупингу, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек);

- освобождение от нефти/нефтепродуктаремонтируемого участка трубопровода – сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти/нефтепродукта;

- вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой катушки;

- подготовка (зачистка) рабочих котлованов;

- сверление отверстий для контроля давления в трубопроводе;

- зачистка внутренней полости трубы и котлована, сверление технологических отверстий для установки герметизаторов и герметизация внутренней полости трубопровода;

- сверление отверстий для контроля газовоздушной среды в трубопроводе;

- сварочно-монтажные работы по врезке новой катушки (детали) или подключению участка трубопровода методом захлёста и контроль качества сварных соединений;

- заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений;

- открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение трубопровода нефтью/нефтепродуктом;

- вывод трубопровода на режим работы, обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов в последовательности, определяемой картой технологических режимов заполнения для достижения требуемой пропускной способности;

- нанесение изоляционного покрытия и обратная засыпка трубопровода;

в) завершающие работы:

- обратная закачка нефти/нефтепродуктаиз амбаров (резинотканевых резервуаров) в трубопровод (при их использовании);

- ликвидация временных вантузов с помощью приспособлений для герметизации патрубков или установка герметизирующих пробок и демонтаж вантузных задвижек;

- восстановление изоляционного покрытия трубопровода в местах ликвидации временных вантузов;

- обратная засыпка трубопровода, амбаров и выполнение рекультивации;

- демонтаж временных переездов и полевого городка.

5.3.2 Земляные работы

5.3.2.1 Основные сведения

В состав земляных работ входят:

а) оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне МТ и других инженерных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МТ, подписанного представителями эксплуатирующих организаций, собственником, землепользователем, землевладельцем или арендатором земельного участка;

б) обозначение опознавательными знаками трассы трубопроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;

в) подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

г) устройство проездов для движения техники не ближе 10 м к оси трубопровода;

д) обустройство переездов с твердым покрытием через трубопровод (из железобетонных дорожных плит или металлических настилов), обозначение их знаками;

е) разработка и обустройство ремонтных котлованов, в т.ч. для врезки вантузов, технологических отверстий;

ж) планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов для откачки- закачки нефти/нефтепродукта;

и) устройство амбара/амбаров или подготовка существующего амбара/амбаров для размещения откачиваемой нефти/нефтепродуктаиз трубопровода на ремонтируемом участке (при использовании);

к) подготовка горизонтальных площадок для резинотканевых емкостей (при использовании);

л) обратная засыпка (после выполнения работ) ремонтного котлована, амбара/амбаров (при необходимости);

м) техническая и биологическая рекультивация земель (после выполнения работ) на месте производства ремонтных работ и сдача их землепользователям, арендаторам земельных участков или землевладельцам (далее – землепользователь) с оформлением акта приемки-сдачи рекультивированных земель установленной формы.

До начала земляных работ ОСТ должна установить опознавательные знаки в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-128-15 на ось прохождения ремонтируемого трубопровода в местах пересечений с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями, на ось коммуникаций попадающих в зону производства работ, в вершинах углов поворотов, в местах расположения сварлых присоединений и трубной арматуры (ремонтные конструкции, вантузы, несанкционированные врезки, «чопики», бобышки, выводы катодные, отводы для контрольно-измерительных приборов и автоматики).

Запрещается разработка грунта механизированным способом на расстоянии менее 2 м по горизонтали и 1 м по вертикали от коммуникации в местах пересечения действующих подземных коммуникаций. Оставшийся грунт должен разрабатываться вручную. Работы должны выполняться в присутствии представителей владельцев коммуникаций. Отвал грунта на действующие коммуникации не допускается.

При обнаружении на месте разработки грунта подземных сооружений, не указанных в рабочих чертежах, работы должны быть немедленно приостановлены до выяснения владельцев коммуникаций и согласования с ними порядка производства работ.

Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя грунта и перемещения его в отвал для временного хранения. Минимальная пшрина полосы снятия плодородного слоя должна быть равна ширине котлована или амбара по верху плюс 0,5 м в каждую сторону. Снятие плодородного слоя почвы также предусматривается с зоны перемещения и хранения минерального грунта с рабочих котлованов.

Транспортирование, хранение и обратное нанесение плодородного слоя должны выполняться методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещениях. При этом не допускается смешивание плодородного слоя с минеральным грунтом, загрязнение жидкостями и материалами.

5.3.2.2 Вскрытие трубопровода и сооружение ремонтного котлована

Производство земляных работ по вскрытию трубопровода должно проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы.

Разработка котлована должна осуществляться экскаватором. Для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,2 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.

До начала земляных работ ОСТ должны определить наличие на участке работ приварных соединений, которые должны быть вскрыты вручную.

Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по врезке деталей.

При разработке ремонтного котлована трубопровод вскрывается сверху на глубину не менее 0,6 м от нижней образующей трубы до дна котлована. Длина котлована определяется длиной вырезаемой «катушки», длиной участка снятия и нанесения изоляции и должна быть не менее 2,5 м по дну котлована, при этом длина участка вскрытого подкопом не должна превышать значений, приведенных в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Максимально допустимая длина подкопанного участка в зависимости от диаметра трубопровода

При врезке вантуза ширина котлована определяется из условия монтажа на трубопроводе муфтового тройника, задвижки и размещения в котловане устройства холодной врезки.

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. При разработке котлована должна быть обеспечена крутизна откосов согласно рисунку 5.1 в соответствии с таблицей 5.3.

точка А – бровка котлована

точка Б – край основания котлована

точка В – точка на дне основания котлована

а –угол откоса стенки котлована

L2 – длина откоса котлована (от точки А до точки Б)

Н – глубина котлована

b – расстояние по горизонтали от края основания котлована до бровки котлована

L1 – расстояние от бровки котлована до точки на дне котлована (от точки А до точки В).

Рисунок 5.1 – Расчет крутизны откоса котлована

Перед началом производства работ в котловане следует привести контроль крутизны откосов с применением измерительных средств.

Таблица 5.3 – Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Отвал грунта, извлеченного из котлована, для предотвращения падения кусков грунта в котлован, должен находиться на расстоянии не менее 1 м от края котлована. Валуны, камни и прочие негабаритные включения (более 2/3 ширины ковша экскаватора прямого копания) должны быть или разрушены, или удалены за пределы рабочей площадки.

Перед началом производства работ в котловане следует провести контроль крутизны откосов с применением измерительных средств.

Контроль за состоянием откосов и грунта на бровке котлована должен вестись постоянно. Данное требование должно быть внесено в ППР и указано в нарядах-допусках.

Для возможности спуска и выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по две лестницы на каждую сторону торца котлована. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Ремонтный котлован должен быть обозначен в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 5.2.

Размещение отвалов минерального и плодородного грунта относительно оси трубопровода может быть одностороннее или двустороннее. Схема размещения грунта выбирается в зависимости от взаимного расположения параллельно проложенных трубопроводов и других коммуникаций, возможного направления движения ремонтной колонны, с учетом рельефа местности и т.п.

При больших габаритах траншеи допускается размещать отвалы минерального грунта по обе стороны траншеи. При этом на одной стороне размещается максимально возможная часть грунта, а оставшаяся часть - на другой стороне траншеи и планируется бульдозером для прохода ремонтной колонны.

При проведении работ в водонасьгщенных грунтах вскрытие трубопровода следует начинать с пониженных мест для спуска и откачки воды.

При сильном притоке грунтовых вод необходимо предусмотреть искусственное водопонижение, а при необходимости, следует принять меры по укреплению стенок траншеи или ремонтного котлована шпунтовыми креплениями, сваями или другими средствами.

1 – рабочий котлован

2 – информационный знак с указанием наименования трубопровода и фактической глубины его заложения

3 – предупредительный знак «Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен»

4 – ограждение котлована из синтетической сигнальной ленты

1 – рабочий котлован

2 – информационный знак с указанием наименования трубопровода и фактической глубины его заложения

3 – предупредительный знак «Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен»

4 – ограждение котлована из синтетической сигнальной ленты

Рисунок 5.2 – Схема обозначения ремонтного котлована

При разработке траншеи или ремонтного котлована их необходимо защищать от затопления и размыва поверхностными водами соответствующей планировкой территории, созданием защитных сооружений и водоотводных канав.

При разработке ремонтного котлована на косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным уклоном более 15° устойчивость экскаватора должна быть обеспеченаустройством полок или анкеровкой экскаватора. Метод закрепления должен выполняться в соответствии с проектной документацией.

В скальных грунтах на продольных уклонах более 10° перед началом работ проверить устойчивость экскаваторов на скольжение.

На уклонах более 22° для обеспечения устойчивости одноковшовых экскаваторов (при обратной лопате) их работа допускается только сверху вниз по склону.

Разработку ремонтного котлована в местах с высоким уровнем грунтовых вод необходимо осуществлять с понижением уровня воды способами открытого водоотлива, дренажа. Для водоотлива в котловане должен быть устроен приямок, размерами 1,0x1,0 м или дренажная траншея сечением 1,0x0,5 м, закрываемые деревянным настилом из досок толщиной 40 мм размером 1,5x1,5 м. Ремонтный котлован подготавливается по мере откачки и понижения уровня грунтовых вод.

На болотах I типа ремонтный котлован должен быть сооружен одним из способов:

- с креплением стенок котлована - стенки ремонтного котлована укрепляются металлическими шпунтами;

- комбинированным методом – с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды.

На болотахII типа:

- с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды;

- с применением ремонтной камеры.

При отрицательных температурах наружного воздуха допускается понижать уровень воды в рабочем котловане способом вымораживания. На болотах III типа:

- с отсыпкой рабочей площадки минеральным грунтом с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды;

- применением ремонтной камеры.

Погружение шпунтов должно проводиться механизированным способом с применением вибропогружателей.

Ремонтный котлован должен быть обвалован уплотненной глиной для предотвращения перетекания болотной массы и поверхностных вод.

Перечень оборудования и приспособлений, необходимых для проведения работ по погружению шпунта, должен указываться в ППР.

Земляные работы на болотах I типа должны осуществляться одноковшовым экскаватором на базе болотохода или обычным гусеничным экскаватором с применением перекидных еланей или щитов, либо с отсыпанной грунтом рабочей площадки.

На болотах II типа – специальным болотным экскаватором или обычным экскаватором на понтонах, либо с отсыпанной грунтом рабочей площадки.

Перед выполнением работ на болотах III типа должна быть выполнена отсыпка рабочей площадки.

5.3.2.3 Особенности производства земляных работ в мерзлых и скальных грунтах при вскрытии трубопровода

При глубине промерзания грунта до 0,25 м разработку траншей необходимо выполнять как в обычных условиях – одноковшовым экскаватором с емкостью ковша от 0,65 до 1,5 м³.

При глубине промерзания грунта более 0,25 м перед разработкой его одноковшовым экскаватором необходимо выполнить рыхление грунта.

Для разрыхления грунта применяются ударные приспособления: гидравлический молот установленный на экскаваторе (далее – гидромолот) и ручные пневматические или электрические отбойные молотки.

Запрещается рыхление грунта с помощью других механизированных средств и приспособлений, а также применение буровзрывного способа.

На месте производства земляных работ должна быть обеспечена постоянная двухсторонняя радиосвязь с оператором НПС (диспетчером РДП РНУ),

Лица, не прошедшие обучение и проверку знаний, к производству земляных работ с применением ударных приспособлений не допускаются.

Перед началом работ необходимо:

- определить на местности местоположение ремонтируемого участка трубопровода;

- определить ось трубопровода и измерить глубину его залегания;

- обозначить знаками ось трубопровода с указанием глубины залегания;

- обозначить границы рабочего котлована и зоны производства работ.

Определение местоположения ремонтируемого участка выполнить в следующейпоследовательности:

- на местности, выполнить привязку двух ближайших маркерных пунктов,указанных в сертификате по техническому отчету ВТД;

- с помощью трассоискателя определить ось трубопровода и измерить глубину его залегания (толщину слоя грунта над верхней образующей трубопровода). Схема обозначения оси ремонтируемого трубопровода представлена на рисунке 5.3. Замеры выполнять через каждые 2 м. Глубина возможного залегания трубопровода определяется с учетом погрешности определения глубины: ±10%. Глубина залегания трубопровода должна определяться без учета высоты защитного земляного валика (далее - валик). При глубине залегания трубопровода более 1,0 м, допускается разработка валика механическим способом;

- обозначить металлическими знаками (далее - знак) ось трубопровода;

-
проверить по раскладке труб наличие трубной арматуры и сварных присоединений на участке производства земляных работ и обозначить их вешками.

Рисунок 5.3 – Схема обозначения оси ремонтируемого трубопровода

Рыхление грунта валика должно осуществляться горизонтальным способом, для чего рабочий орган гидромолота должен быть переведен в горизонтальное положение. Угол наклона рабочего органа не должен превышать отклонение от горизонтального положенияболее чем на 15°. Схема проведения работ по разработке валика, представлена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 – Схема проведения работ по разработке защитного земляного валика

Рыхление грунта валика должно выполняться послойно с шагом (толщина слоя) не более 0,2 м. Выборка разрыхленного грунта должна осуществляться экскаватором сразу после его рыхления. Разрыхленный грунта должен перемещаться в сторону не ближе, чем на 0,5 м от границы рыхления защитного земляного валика.

После каждой выборки грунта должно уточняться местоположение оси трубопровода и измеряться глубина его залегания.

Рыхление грунта валика должно быть прекращено в следующих случаях:

- появление постороннего шума;

- касания тела трубы рабочим органом гидромолота;

- завершения разработки валика до отметок поверхности земли;

- при остаточной глубине залегания трубопровода менее 1,0 м.

Перед началом работ до разработке рабочего котлована необходимо:

- с помощью трассоискателя уточнить ось трубопровода и измерить глубину его залегания;

- обозначить знаками ось трубопровода;

- обозначить возможное положение боковых образующих стенки трубы, определенных с учетом погрешности измерений прибора. Схема обозначения возможного положения трубопровода представлена на рисунке 5.5. Знаки должны быть установлены со стороны разработки продольной траншеи на высоте 1,0 м от поверхности земли;

-
определить и обозначить границы разработки продольной траншеи.

Рисунок 5.5 – Схема обозначения возможного положения трубопровода

Размеры продольной траншеи: длина - от 3,0 до 4,0 м; ширина - от 1,0 до 1,5 м; глубина - определяется с учетом расстояния от нижней образующей трубы до дна ремонтного котлована не менее 0,6 м.

Разработка ремонтного котлована должна начинаться с рытья продольной траншеи. Схема проведения работ по разработке продольной траншеи, представлена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.6 –Схема проведения работ по разработке продольной траншеи

При разработке продольной траншеи гидромолотом необходимо:

- рыхление грунта выполнять послойно с шагом от 0,2 до 0,4 м, с перемещением рабочего органа гидромолота в вертикальном направлении;

- выборку разрыхленного грунта осуществлять экскаватором сразу после его рыхления;

- отвал грунта, извлеченного из траншеи, для предотвращения падения кусков грунта в траншею, размещать на расстоянии не менее 1 м от бровки ремонтного котлована. Валуны, камни и прочие негабаритные включения (более 2/3 ширины ковша экскаваторапрямого копания) должны быть разрушены или удалены на границу зоны производства работ;

- после каждой выборки грунта от 0,2 до 0,4 м необходимо уточнять положениебоковой образующей трубопровода и измерять глубину его залегания.

Рыхление грунта гидромолотом должно быть прекращено в следующих случаях:

- появление постороннего шума;

- касания тела трубы рабочим органом гидромолота;

- завершения разработки траншеи до отметок дна траншеи;

- при определении в границах разработки траншеи наличия трубопровода или уменьшении расстояния до боковой образующей стенки трубы на величину менее 0,8 м.

Для определения фактического положения трубопровода необходимо:

- - обозначить границы поперечной траншеи. Схема проведения работ по разработкепоперечной траншеи, представлена на рисунке 5.7. Длина траншеи должна определяется сучетом глубины залегания трубопровода, шага рыхления грунта и глубины залеганиятрубопровода;

- вручную с применением отбойных молотков (перфораторов) выполнить рыхление грунта в направлении от трубопровода в сторону разработанной продольной траншеи. Угол наклона отбойного молотка не должен превышать отклонение от горизонтального положения более чем на 45°. Рыхление грунта должно выполняться ступенчато с шагом 0,2 м;

- выборку грунта из поперечной траншеи осуществлять шанцевым инструментом.

После каждой выборки грунта с шагом 0,2 м необходимо уточнять положениетрубопровода и измерять глубину его залегания.

Рыхление грунта отбойным молотком должно быть прекращено в следующих случаях:

- появление постороннего шума;

- касания тела трубы рабочим органом отбойного молотка;

- уменьшения расстояния до стенки трубы на величину менее 0,2 м;

- визуальном определении боковой образующей стенки трубы.

Запрещается применение отбойных молотков (перфораторов) если расстояние от рабочего органа (пики) до стенки трубы менее 0,2 м.

Рисунок 5.7 – Схема проведения работ по разработке поперечной траншеи

Разработку оставшегося грунта на расстоянии 0,2 м от стенки трубы следует выполнять вручную с помощью шанцевого инструмента (лом, кирка) не допуская ударов по трубе. Зона производства работ представлена на рисунке 5.8.

Рыхление грунта ремонтного котлована с применением гидромолота допускается только после визуального определения положения трубопровода.

Рисунок 5.8 – Зона производства работ

Gеред началом работ необходимо:

- обозначить знаками фактическое положение боковой образующей стенки трубы;

- на знаках обозначения оси трубопровода указать фактическую глубину залегания трубопровода.

Рыхление грунта выполняется в следующей последовательности:

- вьшолнить рыхление грунта в границах ремонтного котлована со стороны продольной траншеи. При рыхлении грунта над трубопроводом угол наклона гидромолота не должен превышать более 45° от горизонтального положения;

- вьшолнить рыхление грунта в границах ремонтного котлована с противоположной стороны продольной траншеи. При рыхлении грунта над трубопроводом угол наклона гидромолота не должен превышать более 45° от горизонтального положения;

- вьшолнить рыхление грунта под трубопроводом. При рыхлении грунта угол наклона гидромолота не должен превышать более 45° от вертикального положения.

Рыхление грунта гидромолотом должно выполняться послойно с шагом от 0,2 до 0,4 м.

При рыхлении грунта ремонтного котлована расстояние от рабочего органа гидромолота до стенки трубы должно быть на менее 0,5 м.

Для исключения возможности повреждения освобожденных от грунта участков трубопровода, как рабочим органом, так и фрагментами разрабатываемого грунта должна быть предусмотрена защита стенки трубы. Защиту вьшолнять путем установки защитных экранов.

Запрещается разработка грунта в ночное время и условиях ограниченной видимости (менее 20 м).

Рабочий орган ударного приспособления должен быть включен только после опускания его на грунт.

Во время работы ударного приспособления запрещается:

- производить осмотр и промерять размеры рабочего котлована, определять положение и глубину залегания трубопровода;

- направлять руками движущийся, рабочий орган или очищать его от грунта вручную.

На период осмотра рабочего котлована, уточнения местоположения и изменения глубины залегания трубопровода работа ударного приспособления должна быть приостановлена.

При рыхлении грунта с использованием ударного приспособления ответственный за проведение работ должен следить за состоянием откосов траншеи и не допускать образования козырьков в забое. Машинист обязан вьшолнять все команды ответственного за проведение работ.

Для возможности спуска в поперечную траншею и выхода из нее", необходимо устанавливать инвентарные приставные лестницы, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по одной лестнице на каждую сторону торца траншеи.

5.3.2.4 Устройство амбара для приема нефти/нефтепродукта

Амбары, которые являются специально подготовленными сооружениями, предназначены для временного хранения (на период выполнения работ) откачанной из ремонтируемого участка нефти/нефтепродукта. После завершения работ по врезке «катушки» илиподключения вновь смонтированного участка нефти/нефтепродуктаиз амбаров должна быть закачена обратно в трубопровод или вывезена ближайшую НПС для закачки в трубопровод.

Амбары могут быть заглубленными (рисунок 5.9)и наземными (рисунок 5.10).

1 – земляной вал

2 – противофильтрационное покрытие (вкладыш)

3 – приямок

4 – площадка для размещения подпорных насосов

5 – задвижка

6 – рукав напорно-всасывающий

7 – труба ПМТ (СРТ)

Рисунок 5.9 – Схема заглубленного амбара

Амбары для сбора нефти/нефтепродуктав заболоченных местах разрабатываются за пределами болота на твердом грунте.

Амбары для сбора нефти/нефтепродуктав скальных грунтах разрабатываются после предварительного рыхления скального грунта механическим или буровзрывным способом.

1 – земляной вал

2 – противофильтрационное покрытие (вкладыш)

3 – приямок

4 – площадка для размещения подпорных насосов

5 – задвижка

6 – рукав напорно-всасывающий

7 – труба ПМТ (СРТ)

Рисунок 5.10 – Схема наземного амбара

До начала разработки амбара проводят геодезическую разбивку места размещения амбара, с учетом безопасных расстояний до сооружений и коммуникаций. Для создания амбара необходимо использовать рельеф местности (овраги, балки).

Расстояние от амбара или от резинотканевого резервуара для нефти/нефтепродуктадо ремонтного котлована должно быть не менее 100 м.

Расстояние от амбара до ЛЭП должно быть не менее 25 м, но не менее полутора высоты опоры ЛЭП.

По периметру амбара устраивается земляной вал из уплотненного грунта. Высота земляного вала по периметру амбара не должна превышать 1,5 м, ширина вала по верху должна быть не менее 0,5 м, крутизна откосов должна быть, не более 45°. В нижней части амбара должен быть обустроен приямок, размерами обеспечивающий сбор воды при возможном выпадении осадков. Дно амбара должно быть спланировано и иметь уклон всторону приямка. Размеры и емкость амбара рассчитываются исходя из объема откачиваемой нефти/нефтепродукта, но на заполнение не выше 1 м от верха обвалования (стенки). Площадь амбара не должна превышать 1500 м², объем не более 10 000 м³. При необходимости сброса большего объема нефти/нефтепродуктана расстоянии не менее 100 м друг от друга строится следующий амбар. Дно и стенки земляного амбара должны иметь гидроизоляцию из непроницаемого, нефтестойкого, противофильтрационного покрытия (вкладыша) многоразового применения.

Для приема и откачки нефти/нефтепродуктаземляные амбары должны быть оборудованы приемо-раздаточными трубопроводами не меньше DN 150, которые должны быть расположены в нижней части обвалования и иметь отвод для спуска в приямок котлована ниже его дна.

Амбары должны иметь по всему периметру ограждение и предупредительные аншлаги «Огнеопасно!», «Проход, проезд и въезд запрещен!».

Запрещается нахождение техники, людей и ведение огневых работ на расстоянии менее 100 м от амбара.

Для предотвращения испарения нефти/нефтепродукта, находящейся в амбаре при его расположении от дорог (мест возможного проезда техники) на расстоянии менее 100 м, зеркало нефти/нефтепродуктаплощадью 1000 м² и более должно быть покрыто специальным составом, обеспечивающим его целостность на все время хранения нефти/нефтепродукта.

После завершения работ по врезке «катушки» нефть/нефтепродуктиз амбара должны быть закачены обратно в трубопровод или вывезены на ближайшую НПС для закачки в трубопровод. Заполнение трубопровода нефтью/нефтепродуктомиз амбара должно выполняться в соответствии с требованиями нормативной документации по откачке и закачке нефти/нефтепродуктав трубопровод.

При этом в составе ППР должны быть разработаны мероприятия, исключающие попадание в МТ воды от возможных осадков (дождь, снег) и грунтовых вод.

После завершения ремонтных работ и откачки нефти/нефтепродуктаиз амбара, необходимо провести выемку, очистку, сборку и упаковку противофильтрационного покрытия, зачистку амбара от загрязненного грунта. Загрязненный грунт необходимо вывезти для дальнейшей переработки и утилизации (регенерации) или для захоронения в специальные места, согласованные с экологической инспектирующей организацией.

Освобождение амбаров от нефти/нефтепродукта, засыпка и рекультивация земель, нарушенных при их сооружении, должны быть выполнены в сроки, указанные в таблице 5.4.

Таблица 5.4 – Сроки ликвидации амбаров и рекультивации земли

5.3.2.5 Пологи для создания емкости. Противофильтрационные покрытия ПФП. Геомембраны

Пологи предназначенны для временного хранения нефти (нефтепродуктов) и других нефтесодержащих жидкостей или воды путем укладки на дне котлована (амбара). Объемом от 200 до 1000 м³.

Рекомендуемые области применения полога (емкости):

- в процессе проведения работ по оперативной локализации и ликвидации аварийных разливов нефти, нефтепродуктов и т.п.;

- в процессе проведения плановых ремонтных работ на МТ.

Пологи для создания емкости представляют собой сборно-разборную конструкцию, состоящую из секционного опорного каркаса с уложенным внутри вкладышем из полимерно-тканевого материала с двусторонним ПВХ-покрытием (рисунок 5,11). Материал устойчив к воздействию нефти, бензина, масел и ультрафиолета. Применение емкостиполога исключает загрязнение почвенного покрова.

Рисунок 5.11 – Пологи для создания емкости

Противофильтрационные покрытия (вкладыши) «ПФП» (рисунок 5.12) для укладки в ложе котлована (амбара) применяются для временного хранения нефти и нефтесодержащих отходов (рисунок). Применение покрытий противофильтрационных исключает загрязнение почвенного покрова и предотвращает фильтрацию загрязняющих веществ в подземные горизонты. «ПФП» изготавливается из полимено-тканевого материала с двухсторонним ПВХ покрытием. Данный материал устойчив к воздействию бензина, масел и ультрафиолета.

Рисунок 5.12 – Противофильтрационные покрытия

Противофильтрационные покрытия в развернутом состоянии представляют собой конструкцию  виде полотна, состоящего из секций, соединенных между собой методом термосварки (тройной сварной шов). По всему периметру «ПФП», через каждые 1,2 м, расположены анкерные петли для закрепления «ПФП» по краю котлована (амбара). Рекомендуемый разовый срок хранения нефти/нефтепродуктав котловане (амбаре), обустроенным противофильтрационным покрытием, не должен превышать одного месяца.

Геомембрана служит для защиты грунта и грунтовых вод от загрязнения вредными веществами, в особенности в сложных условиях (низкие температуры, геологические особенности и т.п.). Мембрана обеспечивает полную герметичность объекта от воздействия продуктов жизнедеятельности, в том числе и техногенных, вплоть до 1 класса опасности. Области применения очень обширны. Для экономии на транспортных перевозках и упрощения монтажа выпускается в рулонах шириной 5 м.

Каркасные резервуары КР (РК, РР и другие аналоги) предназначены для сбора и временного хранения технических жидкостей, нефти и нефтепродуктов (кроме щелочей и кислот) при ликвидации аварийных разливов, а также плановых работ по очистке нефтяных амбаров, нефтехранилищ, прудов-отстойников и т.п.

Резервуар каркасный представляет собой собираемый из металлических трубок каркас, внутри которого устанавливается герметичный чехол из прочной полимерной ткани, который в верхней части крепится петлями к трубкам. Для продления срока службырезервуаров используют полиэтиленовые вкладыши.

Для слива собранной жидкости из каркасного резервуара используется любое насосное оборудование.

Резервуар КР-4.7.10.12 настолько легкий, что в свернутом положении и уложенный в сумку (без стоек) его может переносить один человек. Конструкция каркасного резервуара достаточно устойчива и позволяет выдерживать кратковременные механические воздействия со стороны человека при проведении работ. Каркасные резервуары особенно удобны пр проведения работ в труднодоступных местах, куда не может добраться техника и оборудование необходимо переносить вручную.

Каркасные резервуары изготавливается в климатическом исполнении У1 по ГОСТ 15150 для работы в условиях умеренного климата при температурах от минус 30 °С до 70 °С.

Резервуары серии КР (РК, РР и другие) требовательны к ровным поверхностям при установке. Даже при условии, что каркасный резервуар выдерживает механические воздествия, устанавливать его на поверхностях под уклоном категорически запрещается!

Разборные резервуары РР (аналог секционных резервуаров PC, КР, ЕР) предназначены для сбора и временного хранения нефти и нефтепродуктов при ликвидации аварийных разливов, а также плановых работ по очистке нефтяных амбаров, нефтехранилищ, прудов-отстойников и т.п

Резервуар РР представляет собой собираемую цилиндрическую обечайку, выполненную из листового алюминия, внутри которой устанавливается герметичный чехол из прочной полимерной ткани. Для слива собранной жидкости из разборного резервуара предусмотрена сливная горловина с вентилем.

Жидкость можно откачивать с использованием любого насосного оборудования. Конструкция разборных-секционных резервуаров позволяет производить монтаж на местности с минимальной подготовкой площадки. Жесткая обечайка обеспечивает высокую надежность в эксплуатации и защищает от случайных повреждений при проведении работ в непосредственной близости от резервуара.

На концах каждой секции разборного резервуара установлены универсальные замки типа «Universal slide type 2». Замки обеспечивают быстрое и надежное соединение (разъединение) секций между собой. Замки искробезопасного исполнения, изготовлены из специального сплава алюминия.

Допускается работа в условиях умеренного климата при температуре от минус 30 °С до 40 °С.

5.3.2.6 Засыпка ремонтного котлована и земляного амбара

После завершения ремонтных работ, восстановления устройств ЭХЗ производится процесс восстановления земель, который включает:

- засыпку ремонтного котлована минеральным грунтом;

- рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Производство земляных работ по засыпке трубопровода должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Засыпка выполняется бульдозером или экскаватором. Котлован должен быть засыпан не позднее 24 часов после вывода трубопровода на технологический режим работы в соответствии с утвержденным технологическим режимом работы. При проведении работ в зимнее время расчистку котлована от снега до верхней образующей трубопровода, а также приварных элементов (вантузов, отборов давления, бобышек) должна осуществляться вручную, не допуская механических повреждений трубопровода. При продолжении расчистки котлована от снега с применением землеройной техники, необходимо соблюдать расстояние не менее 0,5 м от ковша экскаватора до стенки трубы и выступающих приварных элементов.

Запрещается использование плодородного слоя почвы для засыпки котлована после окончания работ.

Перед засыпкой ремонтного котлована в скальных, щебенистых, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах, необходимо выполнить подсыпку под и над трубопроводом мягким грунтом или гравием фракцией от 20 до 50 мм, толщиной не менее 20 см, произвести подбивку и трамбовку грунта.

Окончательная засыпка трубопровода проводится грунтом из отвала. Засыпка трубопровода с учётом рекультивации грунта должна выполняться с образованием валика высотой до 20 см. По ширине валик должен перекрывать ремонтный котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону от его границ.

Котлованы в местах пересечений с подземными коммуникациями должны засыпаться слоями не более 0,1 м с тщательным ручным трамбованием.

Засыпку земляных сооружений следует производить рыхлым грунтом с послойным уплотнением.

Засыпка амбара производится после откачки, уборки нефти/нефтепродуктаиз амбара и удаления загрязненного нефтью/нефтепродуктомгрунта. Указанные работы должны производиться по отдельным нарядам-допускам с обязательным анализом газовоздушной среды в местах проведения работ с применением автотракторной техники и других агрегатов и механизмов. Выхлопные трубы автотракторной техники должны быть оборудованы искрогасителями.

Засыпка амбара проводится минеральным грунтом из обвалования.

Запрещается использование плодородного слоя почвы для устройства обвалований амбара и засыпки амбара.

На участок, подлежащий рекультивации, по окончании ремонтных работ следует нанести и спланировать плодородный слой грунта.

После засыпки котлована и рекультивации земли отведенная площадь предъявляется землепользователю. Приемка-передача рекультивированных земель осуществляется в месячный срок после завершения работ по рекультивации земель. Акт приемки-сдачи рекультивированных земель подписывается не позднее срока, указанного в документах по отводу земли.

Работы по рекультивации земель, поврежденных и загрязненных в результате вьшолнения АВР, и передача рекультивированных земель землепользователям должны проводиться согласно требованиям РД-13.020.40-КТН-208-14.

При проведении земляных работ запрещается:

- проводить работы без оформления разрешительных документов в соответствии стребованиями нормативных документов, указанных в РД-23.040.00-КТН-037-14;

- начинать и проводить работы без наличия устойчивой двухсторонней связи соператором МДП НПС, диспетчером РДП РНУ;

- начинать и проводить земляные работы в отсутствие лица, ответственного запроведение работ;

- начинать и проводить работы в отсутствие на месте производства работ лица,ответственного за контроль при производстве работ, в соответствии с требованиямиОР-13.100.00-КТН-030-12;

- проводить работы в котловане без страхующих лиц, находящихся на бровкекотлована;

- находиться людям ближе 5 м от зоны максимального движения ковшаработающего экскаватора;

- проводить работы при отсутствии ограждений и знаков безопасности, в ночное время - световых сигналов в местах перехода людей и проезда транспортных средств;

- проезд техники по бровке котлована, траншеи;

- выдвигать нож отвала бульдозера за бровку откоса;

- приближаться гусеницами бульдозера к бровке свежей насыпи ближе 1 м;

- применять ударный инструмент (кирки, ломы, пневмоинструмент) при обнаружении в местах разработки котлована, траншеи электрокабелей, газопроводов, МТ;

- удерживать клинья руками при разработке мерзлого грунта кувалдами;

- находиться людям в котловане, траншее при появлении продольных трещин в стенках;

- сооружать из песка обвалование или стенки при подготовке специальных земляных амбаров для задержания или временного хранения нефти/нефтепродукта.

5.3.3 Врезка вантузов в трубопровод

5.3.3.1 Общие сведения

Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти/нефтепродуктав трубопровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска ГВС при заполнении трубопровода.

Места установки вантузов зависят от их назначения.

Порядок установки, регистрации и ликвидации вантузов на линейной части МТ установлен в ОР-23.040.00-КТН-225-12.

Вантузы для откачки нефти/нефтепродуктаиз ремонтируемого участка трубопровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) катушке или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения трубопровода. Вантузы на вырезаемой катушке монтируются в соответствии со схемой, привеженной на рисунке 5.13, и с соблюдением размеров, указанных в таблице 5.5.

Допускается врезка вантуза в вырезаемую катушку в нижнюю образующую трубы. Все смонтированные вантузы на «катушке» для откачки нефти/нефтепродуктадолжны быть вырезаны вместе с катушкой.

Таблица 5.5 – Конструктивные размеры

1 – вантузная задвижка

2 – патрубок

3 – усиливающая накладка

4 – трубопровод

5 – продольный сварной шов

6 – поперечный сварной шов

7 – фланец

А – расстояние между вантузами

b – ширина усиливающей накладки

d – диаметр вантуза (патрубка)

D – диаметр трубопровода

h –звысота патрубка вантуза (определяется техническими параметрами приспособления применяемого для вырезки отверстия в трубопроводе и приспособления типа «Пакер» для последующей ликвидации вантуза)

С – минимальное расстояние между усиливающими накладками

Рисунок 5.13 – Схема монтажа вантузов на трубопроводе на вырезаемой (удаляемой) катушке

Постоянные вантузы должны устанавливаться с применением муфтовых, разрезных, разрезных штампосварных тройников или неразрезных вантузных тройников. Постоянные

вантузы с момента установки на трубопровод должны подвергаться наружному диагностированию методами НК. Проведение технической диагностики установленных вантузов (всех типов разрезных тройников с патрубками) следует выполнять в сроки, установленные в РД-19.100.00-КТН-266-14

Количество и диаметр врезаемых для откачки нефти/нефтепродуктавантузов зависят от объема откачиваемой нефти/нефтепродуктаиз ремонтируемого участка трубопровода, диаметра опорожняемого участка, профиля трассы, количества и производительности насосных агрегатов.

Определение мест впуска воздуха, количества и диаметра вантузов и технологических отверстий для впуска воздуха производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-155-14.

Определение мест выпуска ГВС, количества и диаметра вантузов для выпуска ГВС производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-156-14.

Для установки на трубопровод должны применяться конструкции вантузов в соответствии с ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

Требования к конструкции вантузов рассмотренны в части 2 настоящего документа (подраздел 4.2).

В качестве уплотнительной прокладки для фланцевого соединения вантуза (фланцевых соединений, заглушек) должны применяться армированные прокладки из терморасширенного графита или прокладки из паронита, работоспособные во всем интервале рабочих температур и давлений в заданных рабочих средах.

Усиливающая накладка вантузного патрубка при его установке для откачки нефти/нефтепродуктана вырезаемой (удаляемой) катушке изготавливается из трубы, соответствующей диаметру и материалу трубы трубопровода. Усиливающая накладка должна иметь ширину 0,4 диаметра патрубка, но не менее 100 мм, толщину, соответствующую толщине стенки трубопровода, и иметь технологическое отверстие диаметром от 4 до 6 мм на расстоянии 50 мм от внешнего края по радиальной оси. Диаметр внутреннего отверстия в усиливающей накладке должен превышать наружный диаметр патрубка на 2 – 4 мм.

Не допускается применение разрезных усиливающих накладок. Не допускается изготовление усиливающих накладок из термоупрочненных сталей и дисперсионно-твердеющих сталей.

Подгонка усиливающей накладки к трубе производится на шаблоне. Внешние дефекты на поверхности усиливающей накладки (трещины, выбоины и т.п.) не допускаются.

В качестве вантузной запорной арматуры следует применять задвижки стальные клиновые полнопроходные, задвижки стальные шиберные, краны шаровые стальные (далее -вантузные задвижки), вид климатического исполнения У1 или ХЛ1 по ГОСТ 15150 с ручным управлением или электроприводом, с номинальным давлением не менее PN 6,3 МПа.

Для трубопроводов с рабочим давлением свыше 6,3 МПа следует применять вантузные задвижки с номинальным диаметром DN 200, номинальным давлением PN 16 МПа и с фланцами, выполненными по ГОСТ 12815,

Гидравлическое испытание вантузов должно производиться на специальных испытательных стендах в условиях ЦБПО (БПО, ЦРС) по инструкции, утверждаемой главным инженером ЦБПО (РНУ).

Величина рабочего давления на тройниковую муфту и патрубок ответвления гарантируется предприятием-изготовителем и указывается в паспорте на разрезной тройник.

Гидравлическое испытание вантузной задвижки производится водой (при отрицательных температурах незамерзающей жидкостью). Испытание на прочность производится давлением Р_исп, равным 1,5PN, на герметичность - давлением Р_ИСп, равным PN. Время испытания на прочность должно составлять 24 ч, на герметичность – 12 ч.

Конструкция считается выдержавшей испытания при отсутствии деформаций корпуса задвижки и патрубка, отсутствии на них утечек и отпотин.

Гидравлическое испытание на герметичность затвора вантузной задвижки проводится водой (при отрицательных температурах незамерзающей жидкостью) давлением Р_ИСП1 равньм 1,1 PN со стороны приваренного патрубка при закрытом затворе и демонтированной заглушке с другой стороны задвижки. Время испытания затвора задвижки на герметичность – 0,5 ч. Герметичность затвора запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ Р 54808.

Результаты испытаний оформляются актом комиссии назначенной приказом по ЦБПО (БПО, ЦРС) и утверждаемым главным инженером ЦБПО (РНУ).

Маркировка вантуза. На патрубке несмываемой краской наносится маркировка со следующими данными:

- ОСТ (изготовитель);

- номер;

- величина рабочего давления, МПа;

- диаметр вантуза, мм.

На каждый изготовленный вантуз должен быть оформлен паспорт.

5.3.3.2 Требования к монтажу и приварке вантуза к трубопроводу

Производство работ по врезке вантузов должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР. При разработке ППР и определении места врезки должен быть проанализирован отчёт по последнему ВТД для оценки дефектности трубы трубопровода на предполагаемом участке врезки. На участке врезки вантуза в трубопровод должны отсутствовать недопустимые дефекты.

Все операции по монтажу и приварке вантуза к трубопроводу должны проводиться в присутствии представителя технического надзора.

Место врезки должно удовлетворять следующим требованиям;

- расстояние от кольцевого стыкового шва основной трубы до кольцевого углового шва узла врезки разрезного тройника должно быть не менее 500 мм;

- для вантуза, устанавливаемого на вырезаемой (удаляемой) катушке, расстояние между внешним сварным швом усиливающей накладки и поперечным сварным швом на трубопроводе должно быть не менее 100 мм. Расстояние между внешним сварным швом усиливающей накладки и продольным либо спиральным швом на трубе должно быть не менее 100 мм;

- расстояние от запорной арматуры должно быть не менее 3,0 м.

Перед установкой вантуза необходимо удалить изоляционное покрытие на расстоянии до 100 мм от внешних сварных швов разрезного тройника (усиливающей накладки), поверхность трубы трубопровода очистить от грязи, ржавчины и окалины. Освобожденный от изоляции участок трубы должен быть подвергнут обработке до металлического блеска, Очистка металлической поверхности трубы осуществляется механическим способом (шлифмашинка с металлической щеткой) или вручную с помощью металлических щеток.

Поверхность разрезного тройника, усиливающей накладки, патрубка с наружной и внутренней сторон должны быть очищены при помощи шлифмашинки с металлической щеткой от защитного покрытия (грунта), ржавчины и грязи на ширину не менее 20 мм от свариваемой кромки.

Усиление заводского шва на участке установки разрезного тройника плюс 50 мм в каждую сторону от него удаляют с помощью шлифовальных машинок. Остаточная высота усиления должна находиться в пределах от 0,5 до 1,0 мм, применяемый инструмент не должен оставлять на поверхности трубы рисок глубиной более 0,2 мм.

Очищенную поверхность участка трубопровода под врезку подвергают обследованию в следующей последовательности: ВИК, УЗК, ПВК.

Длина контролируемого участка определяется из расчета длины разрезного тройника плюс не менее 100 мм в обе стороны от него. Контроль стенки трубы в месте приварки патрубка и усиливающей накладки (для вантуза, устанавливаемого на вырезаемой (удаляемой) катушке) должен проводиться на ширине не менее 50 мм по обе стороны от линии сварки.

В случае наличия в контролируемой зоне любых дефектов приварка к трубе не допускается.

Сборку полумуфт разрезных тройников на трубе следует производить с помощью специализированных сборочных приспособлений и наружных центраторов типа ЦЗ, ЦЗН, ЦГН или аналогичных им.

Привариваемый торец патрубка, устанавливаемый на вырезаемой (удаляемой) катушке, подгоняется с применением шаблонов для различных диаметров труб и патрубков. Торец патрубка должен быть обработан для обеспечения зазоров под сварку с учетом фактической овальности наружной стенки трубы в месте приварки.

Контроль перпендикулярности патрубка и основной трубы производят с помощью металлического угольника или маятникового угломера.

Для обеспечения и соблюдения мер безопасности приварка патрубка вантуза к трубопроводу должна вьшолняться при давлении в трубопроводе не выше 2,5 МПа и наличии не менее 0,1 МПа избыточного давления.

При приварке разрезных тройников и патрубков к трубопроводу рабочее давление в трубопроводе дожно быть расчитано и отражено в ППР.

При проведении работ по врезке вантузов должен быть организован контроль воздушной среды в рабочей зоне.

5.3.3.3 Контроль сварных соединений

Неразрушающий контроль качества сварных соединений осуществляется в объеме и порядке, указанном в проектной документации. При отсутствии указаний в проектной документации контроль проводится в соответствии с действующей нормативной документацией ПАО «Транснефть».

При визуальном контроле оценивается качество формирования сварных швов, отсутствие наплывов, выходящих на поверхность дефектов, незаваренных кратеров и видимых подрезов.

Сварные соединения, которые по результатам визуального контроля не соответствуют требованиям проектной и нормативной документации, не подлежат дальнейшему контролю до устранения выявленных дефектов.

Все отремонтированные участки сварных соединений подлежат повторному контролю качества в объеме 100 %.

5.3.3.4 Вырезка отверстия

Приспособления для вырезки отверстий должны быть рассчитаны на рабочее давление не ниже 6,3 МПа,16МПа иметь инструкцию по эксплуатации, утвержденную главным инженером ОСТ, паспорт завода-изготовителя и разрешение Ростехнадзора на применение. Их описание дано в специальной главе.

Приспособление должно иметь устройство, предотвращающее падение в полость трубопровода вырезанной части.

Для работы по вырезке отверстий в трубопроводе с приспособлением, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний,

Вырезка отверстий в трубопроводе производится при давлении в трубопроводе, соответствующем паспортным характеристикам приспособлений.

После вырезки отверстия вывести шток приспособления из полости трубопровода за запорный орган задвижки, задвижку закрыть, сбросить давление из корпуса устройства и демонтировать его, после чего установить на вантузную задвижку ответный фланец с эллиптической заглушкой. Установленная заглушка демонтируется при обвязке насосного агрегата или монтаже воздухоспускного трубопровода.

5.3.3.5 Обустройство вантузов

Исполнитель работ (ЛАЭС, ЦРС) после окончания ремонтных работ, но до начала перекачки нефти/нефтепродуктапо трубопроводу, должен закрыть неиспользуемые в дальнейших операциях вантузные задвижки, а на фланцы установить фланцевые заглушки.

При герметизации вантуза с помощью герметизирующей пробки должны быть выполнены следующие операции:

- установка герметизирующей пробки;

- демонтаж вантузной задвижк;

- установка фланцевой заглушки;

- установка крышки вантузного колодца;

- засыпка легкоизвлекаемого грунта.

Временные вантузные задвижки после завершения работ подлежат ликвидации с помощью приспособления «Пакер» в соответствии с требованиями проектной и нормативной документации. После ликвидации вантузной задвижки исполнитель работ оформляет исполнительную документацию.

ОСТ на основании представленной исполнительной документации должно обеспечить внесение изменений в паспорт и технологическую схему трубопровода (НПС).

5.3.4 Остановка перекачки нефти/нефтепродуктапо трубопроводу и отключение участка

Остановка перекачки нефти/нефтепродуктапо трубопроводу осуществляется путем остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в «Инструкции по управлению технологическим участком МТ (пуск, перевод с одного режима работы на другой, остановка)»,утвержденной главным инженером ОСТ. Остановка перекачки нефти/нефтепродукта по трубопроводу и процедура отключения ремонтируемого участка проводится под руководством управляющего диспетчера ОСТ.

Остановка перекачки нефти/нефтепродуктапо трубопроводу для выполнения ремонтных работ проводится на основании разрешения ПАО «Транснефть» на остановку трубопровода. Заявка для получения разрешения на остановку трубопровода оформляется ОСТ в соответствии с требованиями, предусмотренными ОР-75.200.00-КТН-085-13.

Остановка перекачки нефти/нефтепродуктапо трубопроводу проводится после завершения подготовительных мероприятий перед началом ремонтных работ, предусмотренных ПНР, и осуществляться диспетчерской службой ОСТ по согласованию с диспетчерским управлением ПАО «Транснефть».

Приказом по РНУ назначаются лица, ответственные за выполнение технологических переключений при производстве ремонтных работ на линейной части МТ или НПС. Ответственный за закрытие задвижек проверяет полноту закрытия всех задвижек (с ручным приводом, с электроприводом, с местным управлением, с телемеханическим управлением) и по результатам проверки представляет сообщение (телефонограммой) диспетчеру РДП РНУ о закрытии задвижек с указанием их номеров.

После закрытия задвижек электропитание должно быть отключено, созданы видимые разрывы путем отсоединения кабеля от силового автомата и вывешены плакаты «Не включать – работают люди!». Кроме того, должны быть приняты меры, исключающие несанкционированное открытие задвижек в ручном режиме (снятие штурвалов или блокировка их вращения, вывешивание плакатов – «Не включать - работают люди!»).

Приказом по ОСТ назначаются ответственные лица по проверке наличия видимого разрыва электрических цепей на отсекающих задвижках, из числа ответственныхза организацию и безопасное производство работ. Назначенные лица обязаны после остановки МТ, перед началом работ в течение двух часов лично проверить наличие видимого разрыва электрических цепей на линейных задвижках, отсекающих участок на котором производятся работы, о проведенной проверке доложить телефонограммой управляющему диспетчеру ОСТ.

5.3.5 Откачка нефти/нефтепродуктаиз отключенного участка

5.3.5.1 Типовые технологические схемы откачки при освобождении участка трубопровода от нефти/нефтепродукта

Объем нефти/нефтепродукта, который подлежит откачке для освобождения трубопровода в месте производства работ, определяют следующим образом:

- определяется протяженность участка трубопровода между отсекающимизадвижками или перевальными точками до и после места производства работ, исключаяучастки обратных склонов, откуда приток нефти/нефтепродуктак месту откачки исключен;

- определяется сечение трубопровода;

- рассчитывается объем откачиваемой нефти/нефтепродукта.

Освобождение отключенного участка трубопровода от нефти/нефтепродуктапроизводится после остановки перекачки нефти/нефтепродуктаи перекрытия линейных задвижек.

Для откачки и закачки нефти/нефтепродуктаиспользуются насосные агрегаты, имеющие разрешение Ростехнадзора на применение.

Насосные установки должны быть укомплектованы обратными клапанами и отсекающими задвижками.

В зависимости от организации приема нефти/нефтепродуктаосвобождение эксплуатируемых МТ (участка МТ) должно выполняться по следующим схемам:

- в резервуары НПС;