Очистка полости и испытание

Работы по очистке полости и испытанию нефтепровода должны производиться по технологии, включающей:

• — защиту полости нефтепровода от загрязнения на всех этапах сооружения;
• — предварительную очистку полости протягиванием механических очистных устройств в процессе производства сварочно-монтажных работ;
• — очистку полости нефтепровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка;
• — предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку нефтепровода;
• — контроль проходного сечения нефтепровода (выявление вмятин, гофр овальностей и др.) поршнем-калибром;
• — испытание нефтепровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;
• — обеспечение экологической безопасности при производстве работ;
• — осушку полости нефтепровода;
• — проверку нефтепровода внутритрубными диагностическими устройствами.

Работы по очистке полости и испытанию нефтепроводов производятся под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика (треста-контрактодержателя), субподрядных организаций и представителей заказчика. Комиссия по испытанию нефтепровода назначается совместным приказом генерального подрядчика и заказчика или на основании совместного приказа их вышестоящих организаций. Председателем комиссии по испытанию назначается представитель подрядчика.

Люди, машины, механизмы и оборудование при очистке полости и испытании нефтепровода должны находиться за пределами охранной зоны.

Замер параметров испытания должен производиться дистанционно приборами, вынесенными за пределы охранной зоны.

Проведение очистки полости, а также испытания нефтепроводов на прочность и проверки на герметичность без надежной связи не допускаются.

О производстве и результатах очистки полости, испытания нефтепроводов на прочность и проверки на герметичность должны быть составлены акты по установленной форме.

Для проведения гидравлического испытания давление внутри нефтепровода создают водой. В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

• — подготовка к испытанию;
• — наполнение трубопровода водой;
• — подъем давления до испытательного;
• — испытание на прочность;
• — сброс давления до проектного рабочего;
• — проверка на герметичность;

При необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией дефектов.

Давление Р_исп при гидравлическом испытании на прочность должно быть:

• — в верхней точке участка — 1,1 Рраб;
• — в нижней точке — не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы.

Время выдержки под испытательным давлением должно составлять 24 часа.

При подготовке к испытанию необходимо выполнить следующие операции:

• — смонтировать на концах испытуемого участка сферические заглушки;
• — смонтировать и испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и шлейф подсоединения к нефтепроводу давлением, равным 1,25 Рисп в течение 6 часов;
• — смонтировать узлы пуска и приема поршней;
• — установить контрольно-измерительные приборы.

При заполнении трубопровода водой для гидравлического испытания из него необходимо удалить воздух с помощью поршнейразделителей.

Наполнение трубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при полностью открытой линейной запорной арматуре.

Давление в нефтепроводе поднимают наполнительными агрегатами до давления, максимально возможного по их техническим характеристикам, а далее опрессовочными агрегатами — до давления испытания.

Внутритрубная диагностика нефтепровода производиться по договоренности с заказчиком с целью обнаружения нарушения его формы и механических повреждений стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирования фактического пространственного положения трубопровода и его отклонения от проектного. По результатам расшифровки данных внутритрубной диагностики дается общая оценка исходного (базового) технического состояния нефтепровода перед вводом в эксплуатацию.

Внутритрубную диагностику нефтепровода проводят путем пропуска по нему специальных снарядов и осуществляют в последовательности:

• — магнитный очистной поршень-шаблон для сбора металлических предметов, случайно попавших в полость нефтепровода, и проверки возможности пропуска инспекционных дефектоскопов;
• — снаряды для выявления коррозионных дефектов, обнаружения трещин в стенках и сварных соединениях труб, пространственного положения нефтепровода.

Конструкция линейной части нефтепровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной диагностики, в том числе иметь:

• — камеры запуска и приема внутритрубных устройств;
• — постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов и деталей, а также сварочного грата, подкладных колец;
• — минимальный радиус изгиба нефтепровода не менее пяти его диаметров;
• — решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек нефтепровода, исключающие попадание внутритрубных устройств в ответвления;
• — самостоятельные узлы пуска и приема внутритрубных устройств на участках переходов нефтепровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода;
• — сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств, установленные в узлах пуска, приема и промежуточных пунктах на нефтепроводе.

Внутритрубную диагностику трубопровода следует выполнять по специальной инструкции, которая должна предусматривать организацию работ по пропуску диагностических устройств, технологию их пуска и приема, методы и средства контроля за прохождением диагностических устройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

Внутритрубная диагностика трубопровода проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной (подача газа, воздуха) или насосной (подача воды) станции должен быть согласован с оптимальными параметрами перемещения диагностического устройства.

В общем случае в состав основных работ по внутритрубной диагностике входят (в порядке последовательности их выполнения):

• — подготовка нефтепровода к пропуску внутритрубного устройства;
• — запасовка внутритрубного устройства в камеру запуска;
• — пропуск внутритрубного устройства под давлением транспортируемого газа (воздуха, воды) с записью информации о техническом состоянии трубопровода в памяти устройства;
• — приемка внутритрубного устройства в камере приема;
• — расшифровка полученной информации.