РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
"ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ"

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 августа 2018 г. N 330

Руководство по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов" разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов".

В разработке Руководства участвовали М.Н.Казанцев, С.Н.Замалаев, А.А.Новиков (ООО "НИИ Транснефть"), С.А.Жулина, ТА.Кузнецова, В.Л.Титко (Ростехнадзор).

Руководство распространяется на законченные строительством или реконструкцией, находящиеся в эксплуатации или консервации технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов" (далее - Руководство по безопасности*) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", а также в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. N 520 (зарегистрирован Минюстом России 16 декабря 2013 г., регистрационный N 30605).

________________

* Используется также сокращенная форма "руководство" (Примеч. изд.)

2. Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации и предусматривает единые подходы к:

видам, периодичности выполнения и составу работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

организациям и персоналу, проводящим техническое диагностирование магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

оборудованию, применяемому при проведении технического диагностирования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

соблюдению требований безопасности при выполнении работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

3. Настоящее Руководство по безопасности распространяется на технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов:

законченные строительством или реконструкцией;

находящиеся в эксплуатации;

находящиеся в консервации.

4. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности сокращения и их расшифровка приведены в приложении N 1.

5. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности термины и их определения приведены в приложении N 2.

II. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

6. Рекомендуется в целях обеспечения безопасности, определения фактического технического состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (далее - магистральных трубопроводов), возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления и перехода на пониженные технологические режимы или необходимости ремонта с точной локализацией мест его выполнения и продления срока службы МТ в процессе эксплуатации применять следующие виды технического диагностирования МТ:

а) на МТ, законченных строительством:

ВТД (в том числе профилеметрия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

электрометрическое диагностирование (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

наружное диагностирование методами НК;

б) на МТ, находящихся в эксплуатации:

ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

наружное диагностирование методами НК КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой переходов МТ через водные преграды;

измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов;

электрометрическое диагностирование линейной части МТ;

в) на трубопроводах, находящихся в консервации:

электрометрическое диагностирование;

определение планово-высотного положения трубопровода;

г) на основных и вспомогательных технологических трубопроводах НПС:

измерение планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов;

электрометрическое диагностирование подземных трубопроводов;

наружное диагностирование методами НК трубопроводов, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора утечек и дренажа от систем сглаживания волн давления.

III. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ НА ТРУБОПРОВОДАХ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

7. При техническом диагностировании МТ по завершении строительно-монтажных работ до ввода в эксплуатацию, а также участков с заменой труб после капитального ремонта, рекомендуется выполнять:

очистку полости МТ;

контроль геометрических параметров с применением профилемеров и калибровочных устройств;

электрометрическое диагностирование (электрометрия) состояния изоляционного покрытия МТ методом катодной поляризации;

ВТД линейной части МТ и ППМТ с помощью внутритрубных инспекционных приборов (при наличии в проектной документации).

8. Контроль геометрических параметров участков линейной части МТ и пойменных участков ППМТ рекомендуется производить путем пропуска профилемера после засыпки трубопровода (для трубопроводов надземной прокладки - после крепления на опорах).

9. Контроль геометрических параметров русловой части переходов трубопровода через водные преграды, вне зависимости от их протяженности, рекомендуется производить путем пропуска профилемера:

для ППМТ, выполненных траншейным методом, - после завершения строительно-монтажных работ в границах ППМТ;

для ППМТ, выполненных методом наклонно-направленного бурения, - после завершения протаскивания.

10. ВТД ППМТ рекомендуется производить на участках, проложенных через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 метров и глубиной свыше 1,5 метра или шириной по зеркалу воды в межень 25 метров и более независимо от глубины.

11. Если ППМТ входит в состав линейной части при условии одновременного строительства линейной части и ППМТ, рекомендуется производить ВТД (в том числе профилеметрию и дефектоскопию) в составе участка линейной части.

12. ВТД участка МТ приборами, которыми не было произведено обследование участка МТ до ввода в эксплуатацию, рекомендуется производить после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностирования, определяет заказчик в задании на диагностирование магистральных трубопроводов.

     Состав работ по подготовке к выполнению профилеметрии

13. Рекомендуется следующая последовательность проведения работ по подготовке и выполнению профилеметрии участков МТ, законченных строительством:

проверка состояния изоляции МТ методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;

гидроиспытания линейной части МТ и ПП МТ;

монтаж КПП СОД (временных/постоянных) для пропуска ОУ, профилемера, ВИП;

очистка внутренней полости МТ;

проведение профилеметрии.

14. При положительной температуре воздуха работы по очистке и профилеметрии рекомендуется производить согласно проекту производства работ. При отрицательной температуре воздуха эти работы рекомендуется производить по специальной программе, утвержденной главным инженером эксплуатирующей организации, которая содержит:

теплотехнический расчет параметров испытаний;

требования к организации обязательного контроля температуры воды в МТ во время испытаний;

меры по поддержанию положительной температуры воды в МТ;

мероприятия по предохранению надземных частей МТ и линейной арматуры от замораживания, утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, КПП СОД, сливных патрубков и обвязочных трубопроводов с арматурой;

мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов, самописцев и узлов присоединений их к МТ;

мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного МТ;

мероприятия по освобождению МТ от воды в случае возникновения угрозы ее замерзания.

     Рекомендации по временным камерам пуска и приема средств очистки и диагностирования

15. Камеру пуска СОД рекомендуется устанавливать в начале обследуемого участка (по ходу воды при пропуске), камеру приема СОД - в конце участка. Рекомендуемая схема временной камеры пуска СОД и схема временной камеры приема СОД приведена на рисунках 1 и 2 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

16. На временных КПП СОД рекомендуется предусматривать технологическую обвязку, обеспечивающую наполнение и слив воды, стравливание воздуха.

17. На патрубках отводов нефти/нефтепродукта временных КПП СОД рекомендуется устанавливать решетки.

18. На обвязке временных КПП СОД рекомендуется применять фасонные изделия заводского изготовления. Не рекомендуется использование ненормативных элементов.

19. Для устойчивого размещения в месте производства работ временные КПП СОД рекомендуется оборудовать опорной рамой.

20. К временным узлам пуска и приема СОД рекомендуется оборудовать подъезды и разворотные площадки для безопасного доступа автомобильного транспорта и грузоподъемных механизмов к КПП СОД.

21. На КПП СОД рекомендуется предусматривать место для подключения кабеля заземления запасовочного лотка.

22. Временные узлы пуска/приема СОД рекомендуется огораживать сигнальной лентой.

     Рекомендации по организации и производству работ по очистке магистрального трубопровода после окончания строительно-монтажных работ

23. Очистку полости подземных МТ рекомендуется производить после укладки в траншею и засыпки; надземных - после укладки и крепления на опорах.

Очистку полости ППМТ после проведения контроля качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации рекомендуется производить:

для ППМТ, выполненных траншейным методом, - после засыпки МТ;

для ППМТ, выполненных методом наклонно-направленного бурения, - после завершения протаскивания.

24. Рекомендованная длина участка трубопровода при очистке полости - не более 110 км.

25. Перед пропуском ОУ рекомендуется проверить линейные задвижки на полноту открытия.

26. Перед пуском первого ОУ участок МТ рекомендуется заполнять водой в объеме от 0,1 до 0,15 от объема участка.

27. Рекомендованная скорость движения ОУ при очистке МТ - не менее 0,2 м/с.

28. Очистку полости МТ рекомендуется осуществлять путем последовательного пропуска ОУ. Каждое ОУ рекомендуется оснащать передатчиком для определения положения ОУ в МТ.

29. Пропуск ОУ по МТ рекомендуется контролировать на контрольных пунктах бригадами сопровождения. Последовательность контроля рекомендуется определять графиком прохождения ОУ по МТ.

30. Каждую бригаду сопровождения рекомендуется укомплектовывать низкочастотным и акустическим локаторами (по одному) для контроля прохождения ОУ по МТ.

31. Контрольные пункты рекомендуется размещать над осью МТ с интервалом не более 1 км и располагать на узлах запорной арматуры, узлах равнопроходных ответвлений от очищаемого МТ, на узлах неравнопроходных ответвлений диаметром 70% от диаметра очищаемого МТ и больше, на углах поворота МТ, больших 45° - вертикальных, горизонтальных и совмещенных на границах пойменной, русловой части - границах труднодоступных участках (например, болота, овраги).