Нефтепроводов РАЗЛИЧНЫМИ МЕТОДАМИ

7.1 Общие положения.

В данном разделе приводятся основные положения технологий ремонта нефтепроводов, применяемых при выборочном и капитальном ремонте.

Ремонт методом шлифовки, заварки и установкой муфт проводится без остановки перекачки нефти.

Каждый ремонт должен отражаться в паспорте нефтепровода.

Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе, как при остановке, так и без остановки перекачки при давлениях, ограниченных
условиями: безопасностью производства работ и давлением, определяемым из условий технологии установки муфты. При установке муфт давление должно соответствовать наименьшему из давлений, определяемому по
перечисленным условиям.

Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских
условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при
давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа

7.2 Шлифовка.

Шлифовка используется для ремонта участков труб с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа "аномалии сварного шва" (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в ГОСТ 16037-80. При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимальное допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки – не более 3,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

7.3 Заварка дефектов.

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов суммарной длиной не более 1/6πD_н типа "аномалии сварного шва" (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, отсутствие усиления) на сварных швах.

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в таблице 6.3. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 4t (t - номинальная толщина стенки трубы). Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 4t.

Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не допускается.

Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров)
зачищается до металлического блеска. Наличие следов коррозии на месте
заварки не допускается.

При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в трубе при заварке определяется из условий:

Р_зав < 0,4×t_ост МПа при t_ост < 8,75 мм;

Р_зав < 3,5 МПа при t_ост > 8,75 мм.

Здесь t_ост - остаточная толщина стенки на месте заварки, мм;

коэффициент 0,4 имеет размерность МПа/мм.

После завершения заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифовальным кругом до получения ровной поверхности и иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основному металлу.

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю. Результаты контроля должны фиксироваться в сварочном журнале.

При выполнении сварочных работ на действующем нефтепроводе
должны соблюдаться требования по безопасности, изложенные в разделе 8.

7.4 Вырезка дефекта (замена катушки).

7.4.1 При этом способе ремонта участок трубы с дефектом (катушка) должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной катушкой. Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт
(протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией),
экономической нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного участка.

7.4.2 Ввариваемые катушки должны быть изготовлены из труб,
прошедших гидравлические испытания внутренним давлением в
соответствии со СНиП 2.05.06-85*, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95% нормативного предела текучести (заводское испытательное давление).

7.4.3 Ввариваемые катушки должны устанавливаться в соответствии с утвержденной технологической картой, иметь маркировку, паспорт и
сертификат на трубу, из которой они изготовлены. Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки не допускаются.

7.5.3 Композитная муфта устанавливается по композитно-муфтовой
технологии. Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению установленным порядком.

7.5.4 Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.

7.5.5 Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

7.5.6 Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы должны пройти визуальный и ультразвуковой контроль. Наличие дефектов, превышающих требования ВСН 012-88, не
допускается. Дополнительно могут применяться магнитопорошковый или другие методы.

7.6 Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей
накладкой.

7.6.1 Патрубки должны быть изготовлены в соответствии с утвержденными техническими условиями, технологическим процессом, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

7.6.2 Установка патрубков должна производиться в соответствии с ВСН 006-88 «Сварка» (метод ликвидации технологических отверстий после
строительно-монтажных работ на трубопроводах). Расстояние между швами усиливающей накладки патрубков и сварными швами трубы, в т.ч. спиральными, должно быть не менее 100 мм.

7.6.3 Высота патрубка должна быть не менее 100 мм. Максимальный диаметр патрубка определяется в соответствии с таблицей 6.12. Патрубок должен иметь такой диаметр, чтобы расстояние от внутренней поверхности патрубка до сварного шва ремонтируемой арматуры (края технологического отверстия) было не менее 4 толщин стенки ремонтируемой трубы.
Усиливающая накладка должна иметь ширину не менее 0,4 диаметра патрубка и иметь технологические отверстия, а толщина накладки должна приниматься равной толщине стенки трубы.

7.6.4 Эллиптические днища применяются заводского изготовления и должны иметь следующие размеры:

- высота не менее 0,4 диаметра патрубка,

- высота цилиндрической части равна 0,1 диаметра патрубка,

- радиус сферической части не менее диаметра патрубка,

- радиус перехода сферической части к цилиндрической не более диаметра патрубка;

В стенке патрубка должно быть выполнено отверстие диаметром
8 мм для выхода газов при сварке. после окончания работы в отверстие забивается "чопик" и обваривается.

7.6.5 Контроль всех сварных соединений проводится методом рентгенографии и УЗК в соответствии с операционными технологическими
картами. Наличие дефектов, превышающих требования ВСН 012-88, не
допускается.

7.6.6 Работы при приварке патрубков проводятся при величине давления в нефтепроводе не более 2,5 МПа.

7.7. Квалификация сварщиков.

К выполнению сварочных работ при установке муфт и заварке дефектов на действующем нефтепроводе допускаются электросварщики, аттестованные на сварку ремонтных муфт и заварку коррозионных повреждений труб в соответствии с действующим Положением об аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".

14.	РД 39-0147103-360-89 Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. Уфа , Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1989.
15.	Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности -Баку, ВНИИТБ, 1987.
16.	ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования.
17.	ГОСТ 14782-86. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.
18.	ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии
19.	ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.
20.	ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.
21.	ГОСТ 16037-80. Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.
22.	Положение об аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть", 2001г.