1. Основные требования по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды нефтяных месторождений; вопросы выбора материалов и деталей трубопроводов, их сварки, строительства, испытаний и приемки трубопроводов в эксплуатацию и многие другие вопросы регламентируют «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» – руководящий документ (РД) №39-132-94.
Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на четыре категории.
Категории участков промысловых трубопроводов определяются в соответствии с приложением 20 РД 39-132-94.
Согласно п.22 приложения 20 выкидные и нагнетательные линии не имеют категории. В таблице № 2.1 (стр.8} РД 39-132-94 значение коэффициента К1 для выкидных линий занижено в 8 – 9 раз по сравнению с нефтесборами. Это приводит к целому ряду неверных указаний проектировщиков для оценки надежности выкидных и нагнетательных линий по срокам проведения ревизий и периодичности диагностики. По реальным условиям эксплуатации при перекачке в составе добываемого продукта подтоварной воды и сеномана, в условиях засоленности грунтов кустовых площадок и воздействия блуждающих токов, выкидные и нагнетательные линии следует относить к 1 категории. И оформлять всю исполнительную документацию по ВСН 012-88, а паспорта и текущую документацию – согласно требованиям РД 39-132-94 (приложение №1).
Упомянутая ошибка авторов РД 39-132-94 должна учитываться проектировщиками (Сур-гутНИПИнефть, пр.) и ПСБ НГДУ в процессе разработки проектов обвязки кустов и ремонта выкидных и нагнетательных линий на месторождениях. Для этого следует делать соответствующие пояснения в общей части рабочей документации. Для всех видов трубопроводов на рабочих чертежах обязательно должна быть указана категория.
2. Трубопроводы I, II и 111 категории относятся к ответственным. Поэтому с началом эксплуатации, т.е. после подписания акта рабочей комиссии, согласно РД 39-132-94 ЦДНГ (ЦППН) оформляется паспорт на трубопровод. К паспорту прилагаются рабочие чертежи и исполнительная документация подрядчика, а в дальнейшем – текущая документация ЦДНГ или ЦППН. На рабочих чертежах должна быть запись подрядчика «исполнительный чертеж.». Все акты промежуточной приемки по формам ВСН 012-88 должны быть подписаны кураторами ОКРНО или ОКСа, завизированы инженером ЦДНГ, при необходимости оформлена ведомость изменений проекта (ф. 1.4).
К паспорту прилагается утвержденный НГДУ акт ввода объекта в эксплуатацию рабочей комиссией (п.6.3 РД). Если акт не подписан, юридическая ответственность за последствия при авариях ложится на персонал ЦДНГ. Акт госкомиссии, подписываемый начальниками служб НГДУ, начальником цеха, утверждается первыми руководителями – для оплаты работ. Этот акт юридически подтверждает ответственность технического руководства НГДУ за все дальнейшие последствия от нарушения правил эксплуатации.
Учитывая особую сложность эксплуатации в местности, приравненной к районам Край-него Севера, особую актуальность приобретает полнота, достоверность и своевременность оформления исполнительной документации подрядчиками и текущей документации – цехами добычи.
Паспорт в процессе эксплуатации дополняется документами текущего надзора за трубопроводом, в том числе: результатами осмотров мастерами добычи (с записью в журнале обходов). В паспорт вкладываются результаты контрольных осмотров, ревизий и диагностики, согласно РД 39-132-94 (пп.7.5.1.7, 7.5.2.1, 7.5.2.5, 7.5.2.7, 7.5.3.4, 7.5.3.16).
3. В журналах осмотров трубопроводов мастерами должны быть вложены схемы обхода
с нанесением всех пересечений и ситуации, указанием открытых и плавающих участков тру
бопроводов, установки знаков, наличие подъездов, марки задвижек.
4. Акты УЗ ЦОТ должны содержать данные по п.7.5.3.29 РД 39-132-94.
5. Создание и функционирование службы технического надзора за эксплуатацией регла
ментировано РД 39-132-94 и документами МТЭ РФ: Приказ ОАО «СНГ», Правила НГП, 3-х-
томник «Охрана труда».
Служба обязана руководствоваться действующими Указаниями МТЭ РФ № ВК-143
от 21.08.91г. «О негативных процессах в нефтегазовом комплексе» и ВК №2326 от
21.04.94г. «О повышении устойчивости функционирования отраслей ТЭК в чрезвычай
ных ситуациях».
6. Основным критерием физического состояния трубопровода для решения о его даль
нейшей эксплуатации являются отказы (аварии, разрывы), расследование которых должно
сопровождаться ремонтом с УЗ-замерами по проверке стенок и оценкой характера коррози
онных повреждений по таблице 7.3 РД 39-132-94 (п.7.5.4).
7. На каждый отказ (аварию) трубопровода оформляется акт технического расследова
ния, который утверждается главным инженером НГДУ. В акте обязательно указываются ГОСТ
(ТУ), марка стали трубы по данным сертификата в исполнительной документации. Акты рас
следования служат основой обоснования отбраковки по форме Приложения 3 (стр190) РД
39-132-94. Оформленный цехом и утвержденный главным механиком НГДУ акт отбраковки
со схемой трубопровода, данных гидравлического расчета, примерной заявочной ведомос
тью оборудования (запорная арматура, фланцы) направляется в ОКРНО – для включения в
план капитального ремонта на следующий год.
Критерии отбраковки: таблицы СН 527-80 – для нефтесборов и водоводов (пп. 7.5.4.1, 7.5.2.9, 7.5.2.10, таб.7.3.) РД 39-132-94, данные УЗ-дефектоскопии. Однако, основным критерием являются акты технического расследования отказов, наличие которых подтверждает аварийное состояние объекта эксплуатации.
8. Оценка качества и подбор стальных труб для объектов промыслового обустройства.
8.1. Согласно требований РД 39-132-94 основным критерием надежности стальных труб
является следующее: марка стали труб ГОСТов (ТУ) (см.п.4 РД} не ниже 20 группы «А» или
«Б», т.е. из кованой или катаной заготовки. Группа «В» – показатель литой заготовки, поэтому
применять ее нецелесообразно.
Марка ст.20 обеспечивает повышенную коррозионную стойкость стенок при расслоении жидкости от газа.
8.2. Следует учитывать, что с 1997 года совместным решением ОАО «СНГ» и СурРГТЭИ
(Протокол №489 от 19.11.97г.) расширено применение труб по индивидуальным ТУ для за
водов-изготовителей. Поэтому, принимая трубы от СЦТБ, служба ОКРНО должна контроли
ровать сертификаты, подтверждающие следующие показатели качества: Группы «А» или «Б»,
марка стали 20, ударная вязкость – строго по ТУ завода.
8.3. ГОСТ 8731, 8732, 10705, 10704 – относятся к так называемым ГОСТам общего на
значения. То есть эти трубы пригодны для применения в сетях водопровода открытой про
кладки или в каналах городских трасс, в промышленном строительстве и коммунальном
хозяйстве. Поэтому трубы этих ГОСТов выпускаются марки 3, 10, 20, группы «В» – без по
казателей ударной вязкости, данных гидроиспытаний, либо с минимальной гидростойкос-
.тью – до 3 МПа, коррозионно-нестойкими.
8.4. Трубы ГОСТ 10705 рассчитаны на давление до 2,5 МПа, их нельзя применять для
строительства и капитального ремонта нефтесборов и выкидных линий. Трубы этого ГОСТа
марки стали не ниже 20СП можно применять только для низконапорных водоводов (п.4.2.5
РД 39-132-94).
8.5. Трубы горячекатаные ГОСТ 8731, 8733 можно применять при наличии в сертификате
отметки заводом-изготовителем, что испытана каждая труба партии поставки. Ударная вяз
кость должна удовлетворять району строительства с расчетной температурой минус 43 °С
(п.4.2.4 РД 39-132-94).
d 114 мм «держит» до отбраковки – 14 МПа (ст20),
d 89 мм «держит» до отбраковки – 19 МПа (ст20),
d 65 мм «держит» до отбраковки – 25 МПа (ст20).
Необходимо помнить, что необоснованный переход к большему диаметру снижает общую прочность и коррозионную устойчивость трубопровода при прочих равных условиях, увеличивает затраты строительства и эксплуатации. Необоснованное увеличение диаметра приводит к росту отбраковочной толщины согласно расчетным данным для отбраковки (СН 527-80), т.е. сокращает сроки работы против амортизационных.
Если труба нефтесбора или напорный нефтепровод от ДНС или-до ЦППН уложены без обваловки, их надежность по давлению в зимний период снижается вдвое, в зависимости от диаметра. То есть возрастает вероятность разрыва, тем более, если труба корродирует. Такую трубу обязательно обваловать к зиме!
10. Оценка правильности подбора труб для сварки (визуальная оценка).
10.1. Зазоры между торцами труб не более 3 мм – для диаметров до 325 мм, и не
более 7 мм – при диаметре более или равном 426 мм.
10.2. Несовпадение поверхностей (образующих – снаружи или внутри стыкуемых
труб) – не более 2 мм
на длине 100 мм
- для горячекатаных труб и не более 3 мм – для
электросварных.
10.3. Косина отрезанного торца свариваемых труб – более 2 мм (такие стыки зап-
лавлять запрещено).
10.4. На поверхности имеются трещины, плены, рванины, закаты или расслоение -
допускается не более 50 мм.
10.5. При наличии расслоения допускается его размещение не ближе 25 мм
от тор
ца трубы. Ширина не должна превышать 25 мм, т.е. общий габаритный размер рассло
ения допускается не белее 25 мм
X 50 мм.
10.6. Допускается расслоение на торце трубы – не более 3,2 мм – при любой толщи
не стенки трубы.
10.7. Допускаются к строительству трубы с забоинами и задирами на поверхности
до 5 мм; они устраняются их заваркой с подогревом и без вырубки.
10.8. При врезке трубопроводов {устройство технологических обвязок) необходимо
соблюдать следующие ограничения:
10.8.1. При врезке трубы диаметром более 1/3 основной исполняется тройниковое соединение – с усилением стыка воротником. Площадь воротника должна быть не меньше площади вырезанного отверстия, а толщина – по таблице СН 527-80 или ВСН 1-84 Мингазпрома. В других случаях допускаются прямые врезки, без усиления.
10.9. Спирально-шовную трубу нельзя применять в обвязках площадочных объектов
и надземных переходах через водные преграды. При проверке сертификатов на свар
ную трубу особое внимание уделять соответствию данных марки стали (прочности) труб
и электродов, показателей текучести, относительного удлинения и ударной вязкости
(при сварке зимой).
11. Сварка регламентирована требованиями ВСН 006-89 «Сварка», «Инструкцией по ре
монту нефтепромысловых трубопроводов при помощи сварки» ПО «СНГ» от 1993 года, со
гласованной с Тюменским округом ГГТН 26.07.93г. за №393, СНиП III-42-80.
11.1. Применяются электроды с основным покрытием, группа «Б», ГОСТ 9466-75.
11.2. Срок хранения электродов после прокалки (сушки) не более 2-х суток.
11.3. Сварка (вварка) катушек или захлестав производится только в присутствии
мастера с оформлением акта сварки (п.2.9.12.3 ВСН 012-88) и приложением следую
щих документов: ФИО сварщиков, схемы, сертификата материалов и трубы’, данных R и
УЗ-дефектоскопии – суммарно 200%.
11.4. Количество прихваток – 2 прихватки для диаметров до 426 мм, L – 30-50 мм,
3 прихватки для диаметров 426-1020 мм, L = 60-100 мм.
11.5. «Подрезы» (незаполненный шов) не допускаются.
11.6. Сварочный шов облицовочного слоя должен быть не выше 1 -3 мм образующей
8-6. Трубы ГОСТа 20295 из низколегированной стали рекомендуется укладывать только подземно (п.4.2.6 РД 39-132-94), а при открытой прокладке трубопровод должен быть обязательно теплоизолирован.
8.7. Спирально-шовные трубы ТУ 14-156-38-97 и любых других ГОСТов запрещается использовать для прокладки труб надземно (переходы через реки и т.д.) и для обвязки общеплощадочных объектов ЦППН, КНС, ДНС. Особое внимание при получении с СЦТБ труб должно быть уделено соответствию показателей прочности и вязкости материалу сварного шва и трубы (большой «разбег» показателей недопустим и свидетельствует, что трубы не подвергались «нормализации» термообработкой).
, 8.8. Самыми надежными являются трубы нефтегазового сортамента ТУ 14-3-460-75 (стальные бесшовные горячекатаные для паровых котлов и трубопроводов (п. 4.2.2 РД 39-132-94)) малых диаметров (до 159). Отличить такую трубу легко – по продольной белой полосе вдоль всей трубы.
8.9. Нефтяникам предлагаются для внедрения и уже внедряются пластиковые трубы малого диаметра (г. Пермь), а также, для сварки любым способом, стале-чугунные по технологии включения «шарового графита» – «вечные» против любого вида коррозии (г.Каменск-Уральский). Пластиковые трубы – для давлений до 4-6 МПа, стале-чугунные – до 200 МПа.
8.9. Нельзя принимать для строительства трубы, если на них нанесены поперечные по
лосы краской. Эта труба имеет разную стенку по всей длине трубы на 20% тоньше – толще,
чем указано в сертификате. Если в сертификате на трубу указана группа «В», то это некон
диционная труба, т.е. без всякого качества.
8.10. Подрядчик обязан руководствоваться едиными с НГДУ нормативными документа
ми, в первую очередь РД 39-132-94.
9. Оптимизация трубопроводов по диаметрам, оценка надежности, запасов прочности и т.д.
9.1. При подборе диаметра трубы необходимо учитывать газовый фактор.
9.2. Согласно данным СН 527-80 и расчетам, труба d 89 мм на 36% прочнее, нежели
труба d 1 14 мм – при одной стенке, т.е. она будет работать почти в полтора раза дольше в
любом трубопроводе.
9.3. Применяя меньший диаметр (оптимизируя сеть) для нефтесборов, мы получа
ем запас прочности и коррозионной устойчивости: d 89×3 мм – «держит» И МПа, а
d1 14×3 мм – только 4,5 МПа, т. е. труба этого диаметра в три раза менее прочна и
коррозионно неустойчива.
При этом следует помнить: сталь в трубах должна быть марки не ниже 20 из кованой или катаной заготовки (т.е. групп «А» или «Б») или марок, указанных в согласованном ОАО «СНГ» и СурРГТЭИ Перечне к письму №489 от 19.11.96г.
9.4. Для средних диаметров нефтесборов (219 мм и более) необходимо учитывать рост
вязкости перекачиваемой жидкости в зимний период (данные можно получить у геологов
НГДУ).
Зимой с ростом вязкости в 2-3 раза на открытых, не присыпанных участках трубопроводов между ДНС и УПСВ возрастает давление на насосах ДНС и, соответственно, в трубопроводах.
Установка на ДНС «Хиттер – Триггер» – обеспечит устойчивую работу напорных нефтепроводов между ДНС только в случае, если нефтепроводы уложены подземно или утеплены изоляцией.
Об этом свидетельствуют следующие данные СН527-80: при толщине стенки 5 мм трубопровод:
d 530 мм «держит» до отбраковки – 1,5 МПа (стЮ), d 426 мм «держит» до отбраковки – 1,8 МПа (стЮ), d 325 мм «держит» до отбраковки – 2,4 МПа (стЮ), d 273 мм «держит» до отбраковки – 3,0 МПа (стЮ), d 219 мм «держит» до отбраковки – 3,7-МПа (ст20),
трубы, а ширина шва на 2,5-3,5 мм шире разделанного шва в каждую сторону. Этим гарантируется заполненность и отсутствие «подрезов».
11.7. Если при сварке выявлены несоответствия по перечисленным ограничениям, производится вышлифовка выявленных дефектов, в том числе: при стенке трубы до 5 мм – ширина вышлифовки до 8 мм, при стенке 5-10 мм – ширина вышлифовки 10-12 мм. При стенке более 10 мм ширина вышлифовки 13-20 мм.
12. Приемка работ из капитального ремонта и строительства регламентирована ВСН
012-88, СНиПами на виды работ:
- проверяются сертификаты на трубы и электроды (должны быть равнопрочными);
- при сварке труб допускаются прямые вставки длиной более 100 мм;
- отводы должны иметь радиус изгиба не менее 5 диаметров трубы;
- допускается применение отводов из сегментов – при «просвечивании» 100% сты-
кдв с подтверждением актами гамма-дефектоскопии;
- стыки свариваемых труб запрещено располагать ближе 100 мм от начала сварки
отвода, задвижки. А при сварных трубах – продольные сварные стыки должны распола
гаться вразбежку более 100 мм.
Помните об отличии требований приемки нового строительства трубопровода, капремонта ОКРНО (регламентирован ВОН 012-88) от текущего ремонта специалистами ЦДНГ или ЦППН устранением отказов в процессе эксплуатации до предъявления к отбраковке и списанию согласно Приложению №3 в РД 39-132-94: объем исполнительной документации при ремонтах силами цеха добычи или ЦППН (с участием или без привлечения работников ЦОТ) определен для ЦДНГ и ЦППН «Временным регламентом», утвержденным главным инженером НГДУ «БН» 14.04.98г.
13. Контроль качества сварки регламентирован таблицей ВСН 012-88 (Приложение
№5):
- перед сваркой стыки подлежат зачистке от ржавчины и грязи не менее чем на 20 мм -
с каждого свариваемого торца;
- при температуре ниже +5 градусов стыки подлежат просушке до +20…+50 град.;
- подогрев стыков обязателен на открытом воздухе с температурой ниже минус 20
град.;
- не должны иметь трещин и подрезов (незаплавленный шов) глубиной более
0,5 мм;
- при наличии трещины в шве L = более 50 мм стыки удаляются полностью;
- при трещине менее 50 мм длины – концы ее засверливаются, трещина вышлифо
вывается и заваривается;
- допускаются шлаковые включения глубиной не более 10% толщины стенки, общей
длиной не более 15% периметра свариваемых труб (для d 114×5 мм – не более 5 мм)
суммарно – поры, при глубине пор до половины миллиметра (это должно быть подтвер
ждено дефектоскопом).
Максимальный размер одной поры допускается не более 2,7 мм.
Допускается непровар корня шва (проверяется дефектоскопией на R-пленках) не более 10% толщины стенки, общей длиной 1/6 (15%) периметра сваренной трубы.
Если после устранения дефекта его обнаруживают повторно, то стык вырезается и вваривается катушка длиной не менее 100 мм.
14. Контроль качества обвязки выкидных и нагнетательных линий на кустах:
- глубина укладки – не менее 0,8 м из условия проезда тяжелой техники ПРС и КРС;
- расстояние между трубами выкидных линий и высоконапорных водоводов – не
менее 1 м
- из условий сеарки потолочным швом при ремонтах (в противном случае
ремонт возможен только «операционным» швом, в 10 раз более сложным, чем потолоч
ная сварка).
15. Категорийность технологических трубопроводов, % контроля качества, испыта
тельные давления по СНиП 3.05.05-84 и СН 527-80 характеризуются следующими данны
ми:
|
Тип
трубопровода
|
Диаметр -толщина стенки
|
Категория
|
% физ-конт.
|
Исп. давл. на прочность, МПа (кгс/см2)
|
Исп. давл. на плотн., МПа (кгс/см2)
|
|
1. Выкидные линии
|
89×4-159×6
|
1,Бб
|
100
|
4,5 (45)
|
3,6 (36)
|
|
2. Нефтесбор
|
114×5-720×6
|
1,Бб
|
100 /
|
4,5 (45)
|
3,6 (36)
|
|
3. Высоконапорные вв.
|
При рабочем
114×11-219×16
|
давлении Р
|
= 14 МПа (1
100
|
40 кгс/см2)
17,5 (175)
|
21 (210)
|
|
4. Высоконапорные вв.
|
При рабочем
114×11-219×22
|
давлении Р
|
= 20 МПа (200 кгс/см2)
100 25 (250)
|
30 (300)
|
|
5. Низконапорные водоводы
|
(При переходах через водные преграды и болота III типа) испытательное давление = 1,25-1,5 от РРАВ
по чертежам 426×6-720×6 100 2,5 (25) 3,0 (30)
|
|
6. Напорные коллекторы ЦППН
|
426×5-720×6
|
Испытат. давление по
100
|
п.2
|
|
16. После ввода трубопроводов в эксплуатацию ЦДНГ оформляет текущую документа
цию, в т.ч. график УЗ-дефектоскопии. УЗ-дефектоскопия производится не реже одного раза
в год – в одних и тех же точках замера – по схемам к паспорту. Кроме этого, УЗ-дефектос
копия производится при каждом факте порыва трубопровода с целью «уловить» развитие
«ручейковой» коррозии.
Следует помнить о развитии наружной электрохимической коррозии: на кустах скважин – в обвязках – от разливов соляных растворов, сеномана и подтоварной воды во время работы ПРС и КРС. Разрушение стенок стальных труб ускоряется в десятки раз при отсутствии наружной изоляции трубопроводов.
Та же картина наблюдается в местах пересечения нефтесборов, водоводов с ЛЭП высоковольтных (в пределах до 70 метров
от заземленных опор), и низковольтных (6-10 кВ).
17. При уменьшении толщины стенки трубопровода в результате коррозии до величины
отбраковочного размера трубопровод подлежит замене.
Величина отбраковочной толщины в зависимости от диаметра приведена в Приложении СН 527-80 для нефтесборов и высоконапорных водоводов раздельно под конкретное рабочее давление в трубопроводе.
Прибором для ранней диагностики внутренней коррозии и эрозии в НГДУ «Быстринск-нефть» является мониторинг фирмы CORMON (Англия). Технология предусматривает включение данных в ПЭВМ или другие периферийные устройства. Фирма CORMON предлагаете способы защиты от коррозии.
Самым простым способом является технологический метод – подбором под турбулентный режим перекачки, вместо ламинарного.
При невозможности этого – ингибиторная защита трубопроводов.
В НГДУ «Быстринскнефть» для этого используется «Коррексит» 6350М и 1 106А (Великобритания), «Коррексит» 1 106А также служит и для понижения вязкости тяжелых эмульсий.
18. Документация от проектной организации и разработка силами ПСБ НГДУ должна
учитывать основные требования вышеперечисленных нормативных документов и Указаний
ОАО «СНГ» по качеству производства, приемки труб с СЦТБ для передачи в СМР.
19. Исполнительная документация должна приниматься ОКРНО (ОКС) соответствующей,
в основном, Перечню ВСН 012-88 (часть II) «Строительство… промысловых трубопроводов.
Контроль качества и приемка работ», 1990 г.
20. Кураторы НГДУ – заказчики строек нового строительства и капремонта – обязаны
передавать в ШДНГ комплекты полностью оформленной исполнительной документации с за
визированным ими актом приемки объекта рабочей комиссии.
21. В составе исполнительной документации до передачи ее в ЦДНГ и ЦППН, куратором
должна быть обязательно подписана форма 1.4 «Ведомость изменений проекта», в первую
очередь по применению стальных труб (ГОСТ, ТУ и марки стали, данные ударной вязкости),
сериям запорной арматуры и другим основным недоработкам, снижающим надежность тру
бопроводных систем.
Все замены и изменения проекта должны быть согласованы институтом и утверждены
заместителем начальника НГДУ по капстроительству, как юридическим лицом – Заказчика и
плательщика за СМР. -
22. Акты технического расследования с целью своевременного устранения ошибок офор
мления желательно подписывать инженером ТН ЦОТ. В этом случае отбраковка трубопрово
дов будет производиться по форме Приложения 3 РД 39-132-94 в оптимальном объеме и
реальном обосновании ремонта на общей базе данных отказов НГДУ за период 1994-1999
г.г. для ПО, ОКРНО, ОООС и РИПР.
