Порядок передачи магистрального нефтепровода под демонтаж.
8.1. Весь комплекс работ по освобождению от нефти участка передаваемого под демонтаж выполняется силами ОСТ. При отсутствии достаточного количества азотных установок в ОСТ допускается применение азотных установок сторонних организаций на договорной основе. Выполнение работ по вытеснению нефти подрядными организациями - запрещается.
8.2. ОСТ при формировании технического задания на замену участков МН обязательно предусматривает разработку в составе проектной документации раздела на демонтаж отключенных участков, включая их освобождение от нефти методом вытеснения с применением ИГС и поршней-разделителей (промывкой водой с последующим вытеснением водонефтяной эмульсии с применением ИГС и поршней-разделителей).
8.3. ОСТ на основании проектной документации разрабатывает ППР по освобождению участков МН от нефти методом вытеснения с применением ИГС и поршней-разделителей.
8.4. Работы по вытеснению нефти считаются выполненными при следующих условиях:
- все запасованные поршни-разделители приняты в камеру приема СОД;
- отсутствие нефти во всех контрольных точках;
- концентрация паров углеводородов не более 300 мг/м3 во всех контрольных точках.
Контрольные точки определяются в соответствии с 5.3.2.4.
При не выполнении одного из условий ОСТ проводит повторное вытеснение нефти с применением ИГС и поршней-разделителей.
8.5. Участки под демонтаж передаются подрядной организации с составлением акта приема–передачи по прилагаемой форме приложение О для каждого участка. Передача участков должна осуществляться не менее чем за 5 рабочих дней до начала работ по демонтажу.
8.6 Запрещается демонтаж участка нефтепровода с резкой труб до извлечения всех запущенных поршней-разделителей из камеры приема СОД.
-
Порядок оформления консервации магистрального нефтепровода
-
Мероприятия по обеспечению противокоррозионной защиты при подготовке к консервации магистрального нефтепровода
Оценка коррозионного состояния участка МН подлежащего консервации, в том числе:
- тип, характеристика и удельное сопротивление грунта по данным предыдущих обследований;
- наличие и участки влияния блуждающих токов;
- наличие и участки возможного микробиологического влияния грунта;
- защитные потенциалы МН (по данным последнего коррозионного обследования);
- наличие и участки МН высокой и повышенной коррозионной опасности (при отсутствии данных ВТД без учета глубины и скорости коррозии).
Проверка технического состояния средств электрохимической защиты и определение остаточного ресурса.
Проверка состояния противокоррозионной защиты переходов МН в кожухах через автомобильные и железные дороги, а также переходов МН через водные преграды.
Проверка состояния изоляционного покрытия МН с определением мест расположения дефектов изоляции.
Устранение причин возникновения и роста коррозионных повреждений (при отсутствии данных ВТД без учета глубины и скорости коррозии).
Ремонт участков изоляционного покрытия МН.
Ремонт системы ЭХЗ (средств ЭХЗ).
-
Консервация оборудования телемеханики, систем связи и электроустановок, питающих запорную арматуру и системы телемеханики
Системы телемеханики и электроустановки, питающие запорную арматуру и системы телемеханики подлежат консервации в составе линейной части МН, находящихся в консервации.
Системы телемеханики не подлежат консервации при их совместном использовании параллельно расположенными (в одном техническом коридоре) действующими и подлежащими консервации нефтепроводами. После консервации параллельного нефтепровода, системы телемеханики действующего МН используются для контроля давления ИГС в магистральном нефтепроводе, находящемся в консервации.
Объем и периодичность работ по обслуживанию электроустановок в период консервации определяется в соответствии с РД-29.020.00-КТН-087-10.
Перед консервацией магистрального трубопровода производится очистка внутренней полости импульсных линий отбора давления с последующей сборкой для контроля давления в трубопроводе.
-
Технология консервации магистрального нефтепровода
-
Общие положения
Консервация МН производится при положительной температуре окружающего воздуха с использованием в качестве консерванта инертной газовой смеси (ИГС) с содержанием кислорода менее 10%. Форма акта о консервации МН приведена в приложении И.
Давление ИГС после завершения работ по заполнению ИГС в МН должно
составлять 0,3 МПа.
Допускается консервация линейной части нефтепроводов с глубиной залегания ниже глубины промерзания грунта заполнением КЖ на основе гидрокарбоната кальция с
созданием избыточного давления 0,3 МПа в верхней точке трубопровода, при этом давление в нижней точке не должно превышать величину допустимого рабочего давления указанных
трубопроводов.
Приготовление КЖ производится в специальном резервуаре или емкости предварительно очищенной от возможных загрязнений нефтью, грязью, химическими реагентами и т.п.
Емкость для приготовления КЖ должна быть оборудована насосом и оборудованием для циркуляции и перемешивания консервационной жидкости в емкости. Для контроля уровня КЖ в емкости, емкость должна быть оборудована поплавковым уровнемером по ГОСТ Р 51330.0 и ГОСТ Р 51330.10 [5].
Для консервации рекомендуется вода с pH от 9,5 до 11.
Вода, используемая для приготовления КЖ, должна быть отобрана для проведения лабораторных испытаний. Отбор проб производится в соответствии с ГОСТ Р 51592 [4] и ГОСТ Р 51593. Лабораторный анализ воды проводится:
- для определения коррозионной активности КЖ со скорректированной температурой застывания проводят гравиметрические испытания по ГОСТ 9.506 [2] или поляризационные испытания в соответствии с РД 24.200.16-90 [9]. Показатель скорости коррозии стали аналогичной по составу металлу МН не должен превышать 0,1 мм/год. Изменение скорости коррозии стали в КЖ до необходимого показателя, выполняется добавлением ингибитора коррозии;
- для определения стабильности КЖ в отношении выпадения неорганических солей необходимо произвести предварительный расчет индекса стабильности или проводить лабораторные испытания в соответствии с ГОСТ Р 52029 [6]. Для предотвращения выпадения неорганических солей из КЖ в период консервации необходимо предусмотреть добавление ингибитора солеотложения. Определение склонности к выпадению солей жесткости оценивается в соответствии с методиками по ГОСТ Р 52029 [6];
Для предотвращения роста микроорганизмов в полости консервируемого МН и ППМН необходимо проводить предварительный лабораторный анализ КЖ на содержание микроорганизмов СВБ в соответствии с РД 39-0147103-350-89 [8] и ОСТ 39-151-83 [7] , а общего содержания микроорганизмов с использованием тестов после добавления биоцидов.
В качестве ингибиторов могут применятся: гидрооксид кальция Ca(OH)2, бисульфит аммония NH4HSO3, гидроксид натрия NaOH, раствор аммиака NH4OH, силикат натрия Na2SiO3, гексаметафосфат натрия (NaPO3)6, нитрит натрия NaNO2 и др.
На нефтепроводах, где температура грунта на глубине залегания трубопровода достигает температур ниже 0°С в качестве мероприятия по предупреждению замерзания консерванта в трубопроводе в зимнее время необходимо предусмотреть добавление в известковый раствор экологически безвредного низкозамерзающего теплоносителя с температурой замерзания не выше минус 65°С (антифриз, полученный на основе экологически чистого сырья – пищевого пропиленгликоля). В консервант антифриз добавляется в пропорции 1:3.
Потребность в реагентах определяется проектной организацией в зависимости от объема и химического состава воды необходимого для приготовления КЖ.
В технологическом регламенте эксплуатации нефтепровода должны быть предусмотрены мероприятия по приведению значения pH консервационной жидкости к нормативной величине.
Пример расчета необходимого количества реагентов для приготовления КЖ при консервации участка МН приведен в приложении Л.
Заполнение ёмкости для приготовления КЖ выполняется в следующей последовательности:
- вода до расчетного объема КЖ;
- гидрооксид кальция Ca(OH)2 необходимо погасить водой в небольшой емкости (бочке), затем вылить раствор гашеной извести в емкость и перемешать;
- в воду дозируется необходимое количество ингибитора коррозии, ингибитора солеотложения, биоцида и антифриза.
В целях удаления механических и коллоидных примесей заполнение емкости должно проводиться через систему фильтров грубой и тонкой очистки. После приготовления КЖ необходимо тщательно перемешать КЖ включением циркуляционного насоса не менее чем на
2 часа.
-
Технология консервации нефтепровода после вытеснения воды
Консервация линейной части нефтепровода после вытеснения воды производится ИГС с содержанием кислорода менее 10% следующими способами:
- путем непосредственной подачи ИГС от мобильных компрессорных азотных установок в
камеру пуска поршней-разделителей;
- с предварительным накоплением ИГС в аккумулирующей ёмкости.
-
Движение поршня-разделителя происходит после начала закачки ИГС в камеру пуска СОД и линейную часть трубопровода с одновременным сбросом ИГС в приемной камере СОД. Регулировка скорости движения поршня-разделителя осуществляется при помощи открытия (закрытия) регулирующей задвижки сброса ИГС на приемном конце трубопровода или изменения производительности азотной установки.
Подача ИГС прекращается после приема в камеру последнего поршня
разделителя.
-
Технология консервации вновь построенного нефтепровода
Консервация вновь построенного МН достигается заполнением ИГС с одновременным пропуском поршней-разделителей с КЖ между ними и созданием на поверхности стенки трубопровода плёнки ингибитора коррозии и биоцида из водной среды (КЖ). Оптимальная скорость движения поршня, при которой образуется достаточно прочная пассивная пленка ингибитора на поверхности внутренней стенки нефтепровода должна составлять 0,5 м/с.
Перед консервацией вновь построенного МН необходимо выполнить удаление воды из внутренней полости корпусов задвижек в соответствии с ОР-19.020.00-КТН-099-10.
-
Удаление воды из корпуса шиберных задвижек и временная консервация
внутренней полости задвижек с целью исключения коррозии производится в соответствии с
РД-75.200.00-КТН-037-13.
После освобождения нефтепровода и создания на стенках трубопровода противокоррозионной пленки производится отсечение подлежащего консервации участка нефтепровода путем вырезки катушек и приваркой заглушек на отрезанные концы труб. Перед установкой заглушек для предотвращения при заполнении трубопровода ИГС смешивания ИГС с вытесняемым воздухом в трубопровод запасовывается поролоновый поршень.
Заполнение отсеченного участка нефтепровода ИГС и вытеснение воздуха производится через предварительно врезанные на концах заглушенного участка вантузные задвижки.
После заполнения участка нефтепровода ИГС объемная доля азота должна быть не менее 90 %.
Технологическая схема освобождения трубопровода от продуктов испытательной среды с использованием КЖ в качестве разделяющей среды приведена на рисунке 8.1.
1 – поршень-разделитель; 2 – трубопровод; 3 – вытесняемая среда;
4 – разделяющая среда (КЖ); 5 – вытесняющая среда (ИГС).
Рисунок 8.1 - Принципиальная технологическая схема заполнения трубопровода ИГС с использованием консервационной жидкости
Длина пробки Lпробки (м) из консервационной жидкости определяется по эмпирической формуле:
Lпробки = 0,004LD + 15, (1)
где L - длина освобождаемого участка МН, м;
D - диаметр нефтепровода, м.
-
Консервация ППМН, выведенных из эксплуатации
Консервация ППМН производится заполнением утяжеляющей (во избежание всплытия трубопровода) КЖ на основе гидрокарбоната кальция в русловой части перехода до границ уреза воды, заполнением ИГС береговых участков ППМН с созданием избыточного давления 0,3 МПа.
Приготовление утяжеляющего раствора осуществляется в специальном резервуаре или емкости. Для приготовления утяжеляющей КЖ используется КЖ, приготовленная в
соответствии с п.п. 9.3.1.4 – 9.3.1.14, в которую добавляется гидрокарбонат кальция. Количество добавляемого гидрокарбоната кальция определяется достижением КЖ плотности не менее
1100 кг/м3. Допускается применение готовых растворов.
Количество утяжеляющего раствора определяется расчетом объёма V заполняемого водного перехода трубопровода до границ уреза воды по формуле:
 , (2)
где D – внутренний диаметр трубопровода, м;
L – длина водного перехода от линии уреза воды на одном берегу до линии уреза воды на другом берегу, м.
-
Консервация запорной арматуры и камер приема и пуска СОД
-
Временная консервация внутренней полости задвижек с целью исключения коррозии производится в соответствии с РД-75.200.00-КТН-037-13.
Временная консервация внутренней полости задвижек на консервируемом нефтепроводе не производится в случаях, если к консервации МН планируется приступить не позднее, чем через 24 часа после удаления воды из внутренней полости задвижек.
Консервация внутренней полости задвижек и КПП СОД производится во время консервации участка МН в составе линейной части МН с использованием в качестве консерванта инертной газовой смеси (азот). После извлечения поршней-разделителей необходимо на патрубки для сброса воздуха, установки сигнализаторов и запасовочного устройства смонтировать инвентарные фланцевые заглушки, проверить состояние уплотнительных прокладок на концевом затворе и при необходимости заменить их. Заполнение КПП СОД консервационной газовой атмосферой происходит после извлечения поршней-разделителей из заполненной ИГС линейной части.
Консервация подземных дренажных емкостей КПП СОД:
после освобождения от нефти дренажная емкость очищается вручную от нефтешлама и загрязнений;
проводится пропарка, дегазация дренажной емкости;
в дренажную емкость помещают (подвешивают) контейнеры с летучим ингибитором;
дренажная емкость отключается от всех трубопроводов, связанных с ней (закрыты и обесточены задвижки), под люк устанавливают прокладку и герметично закрывают, на патрубки устанавливаются заглушки.
-
Критерии завершения консервации нефтепровода
Консервация нефтепровода считается завершенной, если выполнены следующие условия:
- все запасованные поршни-разделители пришли в камеру приема;
- наличие ИГС с содержанием кислорода не более 10 % в трех точках консервируемого участка нефтепровода. Замеры производятся по верхней образующей трубопровода в начале, в конце и в верхней точке участка (по профилю местности);
- параметры КЖ на концах заполненного консервационной жидкостью участка
нефтепровода должны соответствовать следующим допустимым значениям:
содержание ингибитора коррозии не менее 10% первоначальной концентрации;
содержание биоцида не менее 10% первоначальной концентрации;
количество живых клеток бактерий не более 10 клеток/см3.
-
Контроль коррозионного состояния линейных участков нефтепровода, находящегося в условиях консервации
-
Общие положения
Для сохранения исправности и работоспособности оборудования объектов МН, находящегося в консервации, должны быть разработаны мероприятия, направленные на определение состояния противокоррозионной защиты нефтепровода и обеспечение предотвращения коррозионных процессов на внутренней и наружной поверхности объектов нефтепровода, и организовано техническое обслуживание.
Техническая диагностика нефтепроводов, находящихся в консервации проводится в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-192-10.
Контроль технического состояния нефтепровода включает в себя:
- контроль состава и коррозионной агрессивности сред, заполняющих нефтепровод;
- контроль параметров работы средств ЭХЗ;
- контроль герметичности нефтепровода;
- периодическое патрулирование и регулярные осмотры;
- поддержание в исправном состоянии нефтепровода за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;
- соблюдение требований к охранной зоне.
Для контроля технического состояния нефтепровода, находящегося в консервации, первые 10 дней после ввода на консервацию необходимо выполнять ежедневный осмотр состояния объекта, контроль давления консерванта (ИГС) и отсутствие его утечек (величина избыточного давления ИГС – 0,3 МПа).
По истечении 10 дней контроль состояния и техническое обслуживание производится со следующей периодичностью:
а) охранная зона нефтепровода:
- технический осмотр (выявление потенциально опасных участков, нарушений Правил охраны магистральных трубопроводов и т.д.) - 1 раз в 2 дня;
- отвод ливневых и паводковых вод с целью предупреждения размывов нефтепроводов по необходимости;
- поправка информационных знаков и установка временных указателей в опасных зонах по необходимости;
- очистка от древесной растительности – 1 раз в месяц.
б) собственно нефтепровод:
- контроль давления консерванта (ИГС) – 2 раза в месяц;
- устранение образовавшихся размывов, оголений путем подсыпки земли с образованием валика над нефтепроводом – в течении 30 дней с момента обнаружения.
Контроль технического состояния запорной арматуры и КПП СОД, находящихся в консервации, осуществляется с периодичностью:
а) Запорная арматура:
- внешний осмотр производится один раз в месяц;
- сезонная ревизия два раза в год;
- покраска наружных поверхностей задвижки, восстановление надписей производится один раз в год.
б) Камеры приема и пуска СОД:
- внешний осмотр производится один раз в месяц;
- контролировать давление консерванта два раза в месяц;
- покраска наружных поверхностей, восстановление надписей производится один раз в год.
-
Контроль эффективности защиты от коррозии дренажных емкостей осуществляется гравиметрическим методом. Для этого во внутреннюю полость перед консервацией помещают образцы из углеродистой стали фиксированных размеров и формы, предварительно очищенные, замеренные с точностью 0,05 мм, обезжиренные и взвешенные на аналитических весах с точностью 0,2 мг. По истечении 6 месяцев часть образцов извлекают и определяют коррозию на образцах. При этом скорость коррозии должна быть на уровне 0,01 ÷ 0,05 мм/год, что указывает на эффективную работу ингибиторов. При увеличении скорости коррозии выше 0,1 мм/год необходимо провести переконсервацию.
-
Контроль коррозионного состояния нефтепровода
При контроле коррозионного состояния нефтепровода, контролируемыми параметрами являются:
- скорость коррозии по образцам-свидетелям (оценка коррозионной активности
заполняющей среды);
- глубина разрушения и скорость коррозии внутренней поверхности по результатам наружной выборочной ультразвуковой толщинометрии стенок труб;
Ответственность за контроль внутреннего состояния трубопровода находящегося на консервации или СБС возлагается на отдел эксплуатации РНУ.
Для предотвращения роста микроорганизмов в полости консервируемого МН и ППМН необходимо проводить предварительный лабораторный анализ КЖ на содержание
микроорганизмов СВБ в соответствии с РД 39-0147103-350-89 [8] и ОСТ 39-151-83 [7].
Линейная часть консервируемого МН оборудуется узлами контроля скорости коррозии с установкой кассет с гравиметрическими образцами в соответствии с п.8.5.2.4. Узлы контроля скорости коррозии должны быть оборудованы выдвижным штоком для
возможности отбора проб. Схема устройства для установки образцов и отбора проб (узел
контроля скорости коррозии) приведена на рисунке 8.2.
1 – струбцина;
2 – шпилька;
3 – приемная камера;
4 – задвижка Dу = 50;
5 – шток;
6 – монтажный патрубок;
7– держатель для образцов;
8 – трубопровод;
9 – усиливающая накладка;
10 – штуцер отбора проб ИГС;
11 – сальниковая набивка
Рисунок 8.2 - Схема устройства для установки образцов и отбора проб
Нефтепроводы должны быть оборудованы узлами контроля скорости коррозии.
Требования к оборудованию узлов контроля скорости коррозии:
- монтаж узлов контроля скорости коррозии производится в наиболее низких геодезических точках по профилю МН с максимальным использованием существующих вантузов;
- не должно быть электрического контакта узла контроля скорости коррозии с грунтом для избегания увеличения тока катодной защиты;
- места установки узлов контроля скорости коррозии должны иметь подъездные пути для доступа в любое время года и оборудованы колодцами для снятия и установки образцов;
- крышка колодца должна иметь запирающее устройство (замок) от несанкционированного доступа к узлу контроля скорости коррозии;
- контроль состояния и обслуживание узлов контроля скорости коррозии производится в соответствии с требованиями по контролю запорной арматуры и линейных колодцев ОР-13.01-60.30.00-КТН-010-2-01.
Приёмная камера устройства для установки образцов и отбора проб должна быть рассчитана на давление 0,5 МПа.
После установки гравиметрических образцов или датчиков скорости коррозии (подготовка образцов осуществляется в соответствии с ГОСТ 9.514 [3]) шток (поз.5 рисунка 7.3) опускается до нижней образующей нефтепровода, а затем поднимается на 3 мм.
Если используется заполнение нефтепровода ИГС, то при каждом замере выполняется замена одного гравиметрического образца из кассеты нижнего по порядку. Место снятого образца и его номер заносятся в журнал. Снятый образец заменяется новым, подготовленным в соответствии с ГОСТ 9.514 [3]. Новый образец устанавливается в верхней части кассеты образцов. При установке и снятии образцов касаться рабочей поверхности запрещается.
Измерение скорости коррозии по гравиметрическим образцам выполняется в соответствии с ГОСТ 9.506 [2], с использованием индикаторов скорости коррозии - по РД 24.200.16-90 [9].
Проведение замеров скорости коррозии и определение параметров КЖ или ИГС выполняется в первый год консервации каждые 3 месяца, в последующие годы - каждые 6 месяцев.
Оценка глубины разрушения и скорости коррозии по результатам толщинометрии:
- периодическая ультразвуковая толщинометрия проводится в контрольных точках (контрольные точки располагаются на открытых участках и в шурфах с шагом 5 км, не менее 3-х точек на участке, из них 2 на концах участка);
- по результатам первичных (базовых) измерений для каждой контрольной точки
определяют: среднюю толщину стенки; стандартное отклонение от среднего; максимальное и минимальное значение толщины;
- максимум принимают за исходную базовую толщину стенки трубы на данном
участке, разность между максимумом и минимумом принимают в качестве максимальной
глубины разрушения внутренней поверхности трубы;
- обработку результатов последующих измерений в стационарных пунктах контроля проводят относительно результатов первичных и предыдущих измерений.
Для контроля скорости коррозии по результатам толщинометрии используют ультразвуковые толщиномеры с погрешностью измерений не более 0,1 мм.
Критерии, на основании которых рекомендуется переконсервация нефтепровода или его отдельных участков, приведены в таблицах 9.1 и 9.2.
Таблица 9.1 – Параметры для определения качества КЖ
Параметр
|
Метод определения
|
Допустимое значение
|
Остаточное содержание
ингибитора коррозии
|
Поставляется с реагентом
|
Не менее 10 %
первоначальной концентрации
|
Остаточное содержание
биоцида
|
Поставляется с реагентом
|
Не менее 10 %
первоначальной концентрации
|
Скорость коррозии в КЖ
|
ГОСТ 9.514 [3]
|
Не более 0,1 мм/год
|
Количество живых клеток
бактерий
|
Определение с помощью тестов
|
Не более 10 клеток/см3
|
Таблица 9.2 – Параметры для определения качества ИГС
Параметр
|
Метод определения
|
Допустимое значение
|
Содержание кислорода
|
Кислородомер
|
Не более 10 %
|
Содержание сероводорода
|
Тесты на сероводород
|
Не более 0,01 мг/м3
|
Количество живых клеток бактерий адгезированных на поверхности трубы
|
Определение с помощью тестов
|
Не более 10 клеток/см3
|
Скорость коррозии
|
Датчик
электросопротивления
|
Не более 0,1 мм/год
|
-
При увеличении контрольных показателей выше допустимых значений производится переконсервация МН.
Переконсервация заключается в корректировке состава заполняющей трубопровод среды или ее замене и должна осуществляться по отдельному технологическому регламенту.
-
Контроль параметров работы средств ЭХЗ
Определение коррозионного состояния и состояния систем ЭХЗ, осуществляется службой ВЛ и ЭХЗ в соответствии с требованиями РД-29.200.00-КТН-206-12, РД-33.040.99-КТН-210-10.
Консервируемый участок нефтепровода должен иметь все запроектированные средства электрохимической защиты (КИП, УДЗ, УКЗ, УПЗ и т.д.).
Расчеты эффективности противокоррозионной защиты производятся после обследования коррозионного состояния и состояния противокоррозионной защиты МН в соответствии с методиками РД-29.200.00-КТН-193-12 на основании данных о состоянии противокоррозионной защиты полученных в соответствии с методиками обследования.
По результатам комплексного обследования коррозионного состояния МН определяется эффективность пассивной и активной защиты от почвенной коррозии, коррозии блуждающими токами источников постоянного и переменного тока.
Критерием оценки нормативного состояния электрохимической защиты является обеспечение защитных потенциалов на всем протяжении и на всей поверхности защищаемых сооружений таким образом, чтобы значения потенциалов (по абсолютной величине) были не меньше минимального и не больше максимального значений в соответствии с требованиями РД-33.040.99-КТН-210-10.
Таблица 9.3 –Максимальные защитные потенциалы
Условия прокладки и эксплуатации трубопровода
|
Максимальный защитный потенциал относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения, В
|
|
Поляризационный
|
С омической составляющей
|
При прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 333 К (60 °С) в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Омм или при подводной прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 333 К (60 °С)
|
-1,10
|
-1,50
|
При других условиях прокладки трубопроводов:
|
|
|
с битумной изоляцией
|
-1,15
|
-2,50
|
с полимерной изоляцией
|
-1,15
|
-3,50
|
Примечания
1 Для трубопроводов из упрочненных сталей с пределом прочности 0,6 МПа (6 кгс/см2) и более не допускаются поляризационные потенциалы более отрицательные, чем минус 1,10 В.
2 В грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением (более-100 Омм) допускаются более отрицательные потенциалы с омической составляющей, установленные экспериментально или расчетным путем в соответствии с НД.
|
Целью электрометрических работ является определение реального состояния электрохимической защиты участка нефтепровода (оценка уровня защищенности нефтепровода, определение технического состояния средств ЭХЗ).Работы выполняются в соответствии с РД-33.040.99-КТН-210-10.
Эксплуатацию средств ЭХЗ и проверку параметров защиты объекта от коррозии необходимо выполнять в соответствии с требованиями РД-33.040.99-КТН-210-10.
Технологическая карта последовательности операций и периодичности контроля ЭХЗ нефтепровода находящегося в консервации приведена в приложении К.
Обследование коррозионного состояния и средств ЭХЗ законсервированного объекта выполнять не реже одного раза в 5 или 10 лет от даты консервации, в зависимости от коррозионной опасности.
-
Контроль герметичности нефтепровода
Внутренняя полость законсервированного нефтепровода находится под избыточным давлением ИГС - 0,3 МПа.
Контроль давления осуществляется с помощью манометров, установленных на концах заглушенных участков нефтепровода, ППМН и КПП СОД. На участках МН, проходящих в одном техническом коридоре с параллельно расположенными действующими нефтепроводами, оснащенных средствами автоматики и телемеханики, дистанционное измерение давления осуществляется датчиками давления.
Первые 10 дней после ввода МН в консервацию необходимо выполнять ежедневный осмотр состояния объектов и контроль давления ИГС.
По истечении 10 дней контроль давления ИГС производится с периодичностью 1 раз в неделю.
Изменение контрольной величины давления ИГС более чем на 20 % не допускается. В случае изменения контрольного давления, должны быть выявлены и устранены причины возникновения изменений давления. В случае разгерметизации нефтепровода, после проведения ремонтных работ по устранению причин возникновения изменений давления, необходимо провести переконсервацию участка МН.
-
Определение предельных сроков консервации нефтепровода. Переконсервация нефтепровода
Срок консервации МН устанавливается ОСТ. Определяющим фактором срока консервации МН является состояние ИГС и КЖ.
После завершения работ, предусмотренных Проектом, приказом по ОСТ назначается комиссия по обследованию объекта и проверке полноты выполнения мероприятий.
Перевод объекта в консервацию оформляется актом и приказом ОСТ.
Подбор КЖ производится из расчета получения минимальной скорости коррозии (менее 0,1 мм/год).
Переконсервация производится:
- по окончании установленного срока консервации;
- при увеличении показателей контрольных параметров для определения качества консервационной жидкости или консервационной газовой атмосферы выше допустимых значений;
Переконсервация может быть проведена путем корректировки состава консерванта добавлением в консервант биоцида либо заменой КЖ (ИГС).
Эффективность биоцида должна быть установлена по результатам его лабораторных испытаний на накопительной культуре СВБ, выделенной из консерванта, заполняющего трубопровод.
При выборе биоцида должна быть предусмотрена возможность его нейтрализации при утилизации консерванта.
Переконсервация нефтепровода производится в следующей последовательности:
- узлы контроля скорости коррозии и пробоотборники вытягиваются в верхнее положение для свободного прохода поршней-разделителей с КЖ;
- выполняются работы согласно подраздела 8.3.
|
