Разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции №5 до установки подготовки нефти "Ельниковка" через реку Кама Ельниковского месторождения нефти предприятия "Удмуртнефть"

Вид электронного геометрического поршня представлен на рисунке 2.

Направление потока

Рисунок 2 - Электронный геометрический поршень EGP 10”1.5V01.04

Технические характеристики поршня EGP:

Максимальная протяженность обследования - 170 км;

Максимальная продолжительность работы - 120 ч;

Рабочий диапазон скорости - 0,1-3,0 м/с;

Максимальное рабочее давление - 13,5 МПа;

Максимальное рабочее давление (газ) - 1,7 МПа;

Температура транспортируемого продукта - 0-700С.

Конструктивные характеристики поршня EGP:

Длина снаряда (Т) - 1350 мм;

Минимальная длина пусковой камеры (S) - 1230 мм;

Измерительная часть снаряда (R) - 730 мм;

Эксплуатационный вес - 60 кг;

Транспортировочный вес - 96 кг.

Схема камер пуска и приема представлена на рисунке 3.



Рисунок 3 - Схема камер пуска и приема электронного геометрического поршня EGP 10”1.5V01.04

Характеристики (размеры) камер пуска и приема:

Камера пуска Камера приема

A - 1350 мм; A - 1350 мм;

B - 400 мм; B - 502 мм;

C - 152 мм; C - 152 мм;

D - 302 мм; D - 1350 мм;

E - 12 дюймов; E - 12 дюймов;

H - 2350 мм; H - 2350 мм;

L - 2350 мм. L - 2350 мм.

При необходимости может быть выполнен контрольный пропуск электронного геометрического поршня по нефтепроводу, а также устранение недопустимых дефектов геометрии на напорном нефтепроводе «ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

Электронный геометрический поршень EGP используется для обследования трубопроводов с геометрическими характеристиками:

- минимальный радиус поворота - 1,5D;

- минимальный внутренний диаметр прямой трубы - 220 мм;

- минимальный внутренний диаметр поворота 1,5D - 218 мм.

Исполнители - фирма ROSEN Europa B.V., УГНТУ.

2.6.4 Обследование напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка» с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10”3V05.21)

На данном этапе работы выполняется обследование нефтепровода на потерю металла (дефекты производственного и строительного происхождения, коррозионно-эрозионные дефекты, возникшие в процессе эксплуатации) и обнаружение поперечных трещин в сварных стыках и теле трубы с высоким разрешением, с использованием поршней третьего поколения и новейшей сенсорной технологии.

Основной принцип обследования на потерю металла с помощью магнитного дефектоскопа - метод утечки магнитного потока (MFL) с высоким разрешением. При отсутствии дефектов магнитный поток, не рассеиваясь, проходит по трубопроводу. При наличии внутренней или внешней потери металла, происходит так называемая утечка магнитного потока, что фиксируется датчиком Холла. Мощные постоянные магниты намагничивают стенку трубы в продольном направлении. Высокий уровень намагничивания (более 10 кА/м) позволяет отличить сигналы, соответствующие коррозии, от прочих особенностей трубопровода, таких как зоны термического воздействия или участки напряжения, а также минимизирует эффект остаточной намагниченности.

Новый усовершенствованный магнитный инспекционный поршень МFL, в котором используется цифровая сенсорная технология Холла, повышенная частота сканирования (2000 Гц), и непрерывная запись уровня намагничивания, способен обнаруживать и измерять перечисленные ниже дефекты:

- дефекты потери металла (внутренняя и наружная коррозия);

- дефекты потери металла, возникшие при изготовлении (производственные дефекты);

- механические повреждения (строительные дефекты), например, царапины, вмятины, задиры и т.п.

- дефекты в кольцевых и спиральных швах, включая трещины, непровары, несплавления, поры и т.д.;

- точечные дефекты в продольных швах;

- металлические объекты, приближенные к поверхности трубы или соприкасающиеся с ней, влияющие на состояние электрохимической защиты;

- металлические муфты, кожухи и т.д.;

- вмятины, в том числе сопровождаемые эрозией, царапиной или поперечной трещиной;

- приварные соединения и трубопроводная арматура.

Вид инспекционного снаряда определения потери металла с высоким разрешением типа CDP представлен на рисунке 4.

Рисунок 4 - Инспекционный снаряд определения потери металла с высоким разрешением CDP 10”3V05.21

Технические характеристики снаряда:

Максимальная протяженность обследования - 225 км;

Максимальная продолжительность работ - 78 ч;

Рабочий диапазон скорости - 0,5-3,0 м/с;

Максимальное рабочее давление - 9,0 МПа;

Максимальное рабочее давление (газ) - 3,5 МПа;

Температура транспортируемого продукта - 0-700С.

Конструктивные характеристики снаряда:

Длина снаряда (Т) - 3338 мм;

Минимальная длина пусковой камеры (S) - 3231 мм;

Измерительная часть снаряда (R) - 2710 мм;

Эксплуатационный вес - 100 кг;

Транспортировочный вес - 490 кг.

Характеристики сенсоров:

- обследуемая толщина стенки 3,0 - 13,6 мм;

- уровень намагничивания 10 - 30 кА/м.

Характеристики трубопровода:

- минимальный радиус поворота - 3D;

- минимальный внутренний диаметр прямой трубы - 219 мм;

- минимальный внутренний диаметр поворота 3D - 233 мм;

- максимальное пошаговое изменение внутреннего диаметра - 10 мм.

Схема камер пуска и приема представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Схема камер пуска и приема инспекционного снаряда определения потери металла с высоким разрешением CDP 10”3V05.21

Характеристики (размеры) камер пуска и приема.

Камера пуска Камера приема

A - 3338 мм; A - 3338 мм;

B - 400 мм; B - 510 мм;

C - 178 мм; C - 178 мм;

D - 310 мм; D - 3338 мм;

E - 12 дюймов; E - 12 дюймов;

H - 4338 мм; H - 4338 мм;

L - 4338 мм. L - 4338 мм.

При необходимости может быть выполнен контрольный пропуск профилемера по нефтепроводу, а также устранение недопустимых дефектов геометрии на напорном нефтепроводе «ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

Исполнители - фирма ROSEN Europa B.V., УГНТУ.

2.6.5 Результаты обследования напорного нефтепровода «ДНС - 5 - УПН «Ельниковка»

По результатам обследования формируются отчеты следующих видов и содержания:

- отчет о геометрии и механических повреждениях трубопровода, включающий информацию о действиях на объекте, данные трубопровода, описание оборудования, информацию о дефектах, информацию о трубопроводе (графики скорости и температуры);

- отчет об обследовании трубопровода, содержащий список дефектов потери металла, глубина которых превышает 50% потери толщины стенки, вывод об их распределении по длине трубопровода, заключение об аномалиях трубопровода или других моментах, заслуживающих внимания;

- описание отдельно выбранных дефектов потери металла, включающие паспорта дефектов с указанием степени опасности, типа, размера и местонахождения соответствующего дефекта (или выявленных производственных дефектах);

- отчет об обследовании с привязкой к давлению, содержащий заключение о трубопроводе и рекомендации.

Исполнители - фирма ROSEN Europa B.V., УГНТУ.

2.6.6 Проверочные расчеты на прочность по минимальной вероятной толщине стенки

Расчеты значений отбраковочной толщины стенки труб и остаточного ресурса по критерию допустимого коррозионного износа проводятся с учетом механических характеристик металла труб и режимов эксплуатации трубопровода.

2.6.6.1 Пример определения расчетной и отбраковочной толщины стенок труб

В 2007 г. проведено техническое диагностирование напорного нефтепровода, транспортирующего водонефтяную эмульсию, с наружным диаметром 273 мм, номинальной толщиной стенки 10 мм и рабочим давлением 4 МПа. Напорная часть трубопровода смонтирована из труб по ГОСТу 8731, из стали 20, по ГОСТу 1050. Трубопровод находился в эксплуатации с 1986г. Механические свойства стали труб, определенные через твердость, имеют значения не ниже требований ГОСТ 8731. Проверочный расчет толщины стенки t осуществляют при значении коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов ; условий работы трубопровода категории III 0,9; надежности по материалу =1,55; надежности по нагрузке =1,15.

Для стали = 471 МПа, =256 МПа, следовательно

R= min =min = min 273.5; 265=265 МПа

t = = =0,0057 м.

Номинальную толщину стенки определяют по формуле:

tn = tR + ST + SK

где ST - технологический припуск; SK - припуск на коррозию.

Примем ST + SK= 4,3 мм. Тогда

tn=5,7+4,3 = 10 мм.

Отбраковочную толщину стенок труб определяют по формуле:

= = 0,625.

= 0,625< 0,75, поэтому расчет ведут по формуле:

Tотб = = = 0,00654 м

2.6.6.2 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенок труб

Исходные данные по примеру № 1. Замеры толщины стенок труб по результатам диагностики представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Толщины стенок труб по результатам диагностики

Номер замеряемого места по схеме	Толщина стенки, мм	Диаметр трубы, мм
	Фактическая tk	Номинальная tnk
1	7,5	7,5	7,6	7,7	10	273
2	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273
3	7,3	7,2	7,4	7,3	10	273
4	7,4	7,4	7,5	7,4	10	273
5	9,3	9,3	9,4	9,4	10	273
6	9,1	9,0	9,0	9,0	10	273
7	7,8	7,7	7,8	7,7	10	273
8	8,8	8,7	8,7	8,8	10	273
9	7,9	7,9	8,0	8,0	10	273
10	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273

Расчет

Расчет вероятной минимальной толщины стенок труб диаметром 273 мм.

Среднеквадратическое отклонение замеряемой толщины:

= = 0,7113,

где tср = = = 8,065; N - число замеров; tk - значение замеренной толщины; tср - среднее значение замеренной толщины.

Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода:

tmin = tср - 2= 6,6424 мм

tmin> tотб; 6,6424>6,54.

Следовательно, допускается дальнейшая эксплуатация трубопровода.

Средняя скорость коррозии:

Vср ===0,28 мм/год.

Остаточный ресурс трубопровода:

== 0,366 лет.

2.6.6.3 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозийного износа стенок

Исходные данные по примеру № 1, 2.

Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95 %. Принимаем значение регламентированной надежности г = 0,95 % и односторонней доверительной вероятности, равной 0,95. Принимается линейная модель износа m = 1.

Расчетная толщина стенки (см. пример №1):

t = = = 0,0057 м.

По приведенным в таблице примера № 2 данным подсчитывается значение относительного износа для каждого замера:

дк = .

Затем подсчитываются:

1. Средний относительный износ:

дср = = = 0,1935.

2. Среднее квадратическое отклонение относительного утонения:

Sд = = = 0,0702.

3. Полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска S0 = 0,05, находим среднее квадратическое отклонение относительно износа:

Sd = = =0,0493.

4. Верхнее интервальное значение среднего относительного износа:

дср = дср + Ud = 0,1935+1,65= 0,2067

5. Верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения относительного износа:

Sd = Sd = 0,0493 = 0,0589.

6. Средний допускаемый относительный износ:

= = = 0,43.

7. Квантиль функции Лапласа:

= = 2,9.

8. По таблице находим значение функции Лапласа при величине квантиля 2,9 будет 0,998.

9. Подставляя это значение в формулу, находим значение % вероятности:

0,998 х 0,95 = 0,948.

10. По таблице % вероятности 0,948 соответствует Uг - квантиль, равный 1,63.

Параметр Q = ,

Q= =1,34.

11. Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%:

T=(Q - 1)ф = (1,18 - 1) х 12= 2,8 года.

2.6.6.4 Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов

Исходные данные по примеру №1.

Если данные об износе элементов трубопровода имеются не в полном объеме, но имеются данные по отказам и информация о величине общего износа на момент диагностирования, то можно провести приближенный расчет остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов.

Пусть длина трубопровода равна 1200 м, среднее расстояние между элементами трубопровода равно 6 м. За время эксплуатации трубопровода ни одной течи, связанной с износом стенок труб, не было. Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95%.

Число элементов трубопровода равно 200.

1-б =1 - = 0,995; величина 0,01г = 0,95;

0,01г(1-б) = 0,99 х0,95 = 0,945.

Квантили нормального распределения, соответствующие вероятностям 0,995 и 0,945, берем из таблицы.

U1-б = 2,58 Uг (1-б) = 1,60.

Значения среднего допускаемого относительного износа и значения верхнего интервального значения среднего относительного износа берем из примера № 3.

[дср ]= 0,43; дср = 0,2067.

Остаточный ресурс подсчитываем по формуле:

фост = фd = ,

ф = 12 х = 2,9 года.

Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95% равен 2,9 года.

2.6.7 Анализ результатов технического диагностирования

По результатам проведенного обследования проводятся прочностные и поверочные расчеты трубопроводов, определяется остаточный ресурс трубопровода, при заданной вероятности прогноза. Производится экспертная оценка фактического технического состояния трубопровода по совокупности диагностируемых параметров с целью определения соответствия объекта требованиям промышленной безопасности и выработки рекомендаций о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации, сроках и уровнях последующих обследований, необходимости проведения ремонта или исключения трубопровода из эксплуатации.

2.6.8 Выдача заключения

Результаты обследования технического состояния трубопровода оформляются Исполнителем работ в виде заключения экспертизы промышленной безопасности, согласовываются с Ростехнадзором и предоставляются Заказчику (ОАО «Удмуртнефть»).

В результате обследования было выдано заключение. В нем в виде отчета, описание дефектов, их классификация, остаточная толщина стенки (мм). Даны точные координаты расположения дефектов, относительно заранее разбитых по номерам секций, участка трубопровода. В отчете поставлены сроки устранения и рекомендации фирмы ROSEN EUROPA B.V. по устранению дефектов, новым методом ремонта, с применением упрочняющих композиционных муфт трубопровода (УКМТ).

Ниже для примера выводы и рекомендации с формой отчета.

Рекомендуется:

· восстановить проектную и исполнительную документацию;

· разработать регламент по эксплуатации нефтепровода;

· восстановить ремонтную документацию о проведенных ремонтах напорного нефтепровода в соответствии с действующей НТД;

· провести проверку результатов ВТД в местах расположения дефектов, требующих ПОР;

· незамедлительно произвести ремонт дефектных участков нефтепровода на участке до подводного перехода, требующих ПОР, а также дефектных участков, остаточный ресурс которых составляет менее 3-х лет;

· отремонтировать дефектные участки нефтепровода на участке до подводного перехода, подлежащие ремонту, согласно графику проведения ремонтных работ, составленному с учетом коэффициентов ремонта и прогнозируемого остаточного ресурса. Выбор методов ремонта производить в соответствии с заключительным техническим отчетом фирмы ROSEN Europa B.V.;

· при проведении ремонтных работ руководствоваться требованиями РД 39-132-94 с обязательным выполнением неразрушающего контроля стыковых сварных соединений;

· эксплуатировать нефтепровод на участке до подводного перехода при давлении, не превышающем максимальное допустимое давление для данного участка нефтепровода Р0=1,31 МПа;

· провести исследования механических свойств основного металла нефтепровода на соответствие требованиям, предъявляемым к стали Ст20 ГОСТ 1050-80;

· разработать и согласовать мероприятия по устранению опасных и критических дефектов, необходимые для завершения экспертизы и подтвердить подписью, что мероприятия будут выполнены;

· устранить опасные дефекты согласно разработанных мероприятий, направить в адрес УГНТУ письменное подтверждение с подписью уполномоченного представителя ОАО «Удмуртнефть», что мероприятия выполнены.

Дальнейшая эксплуатация нефтепровода на участке «ДНС-5 - подводный переход через реку Кама» до устранения опасных дефектов не допускается.

Очередной срок проведения ВТД и экспертизы промышленной безопасности не позднее декабря 2010 г.

Таблица 2.4 - Методы ремонта дефектных участков резервной нитки подводного перехода нефтепровода (рекомендации фирмы ROSEN EUROPA B.V.)

№ п/п	Измеренное расстояние, м	Номер секции	Ном. толщина стенки, мм	Описание дефекта	Классификация дефекта	Толщина стенки, мм	Коэф ремонта	Остаточный ресурс, г	Метод ремонта
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	13,48	20	6	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	4,7	0	1,6	Композитная муфта
2	46,27	60	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	2,7	2,02	0,4	Композитная муфта
3	108,03	130	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	3,4	1,08	1,3	Композитная муфта
4	315,2	370	8	кластер	обширная аномалия	1,8	1,79	0,3	Композитная муфта
5	315,23	370	8	кластер	продольная канавка	6,2	1	0,3	Композитная муфта
6	315,53	370	8	потеря металла - коррозия	язва	4,8	1	2,1	Композитная муфта
7	829,05	930	8	аномалия продольного шва - несплошность плоскостного типа	язва	5	0	2,1	Композитная муфта
8	856,99	950	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	4,9	0	1,9	Композитная муфта
9	1924,4	2060	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,1	1,08	2,5	Композитная муфта
10	2095,6	2240	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,2	1	2,7	Композитная муфта
11	2099,3	2240	8	потеря металла - заводская аномалия	язва	5	1	2,1	Композитная муфта
12	2150,2	2290	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	6,2	1	3,9	Композитная муфта
13	2734,6	2900	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,4	0	2,9	Композитная муфта
14	2753,5	2910	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,2	0	2,5	Композитная муфта
15	2895,4	3060	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,4	0	2,9	Композитная муфта
16	2905,5	3080	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	5,6	1,04	3,6	Композитная муфта
17	3136,5	3330	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,6	1	4,1	Композитная муфта
18	3639,2	3870	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	6,4	0	2,6	Композитная муфта
19	3799,04	4030	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	5,1	1,12	2,1	Композитная муфта
20	4296,8	4560	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	4,3	1,17	0,2	Композитная муфта
21	4296,89*	4560	8	потеря металла - заводская аномалия	поперечная канавка	2,9	0	0,2	Композитная муфта
22	4712,2	5010	6	потеря металла - коррозия	язва	4,7	1	4,2	Композитная муфта
23	4712,2	5010	6	потеря металла - коррозия	язва	4,7	1	3,7	Композитная муфта
24	4849,3	5160	6	потеря металла - коррозия	поперечная канавка	3,4	1	0,4	Композитная муфта
25	4898,2	5210	8	расслоение с выходом на поверхность	поперечная канавка	3	1	0,8	Композитная муфта
26	4898,9	5210	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,1	1	2,5	Композитная муфта
27	4910,9	5220	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,1	0	2,3	Композитная муфта

2.7 Метод ремонта УКМТ

Фирма ROSEN EUROPA B.V. предложила для ремонта промысловых и магистральных трубопроводов усиливающую композиционную муфту трубопровода - УКМТ. Муфта выпускается двух модификаций: УКМТ - для ремонта наружных и внутренних дефектов с потерей металла до 100 % и УКМТ - для проведения аварийных ремонтов сквозных дефектов. В комплект поставки входит магнитный маркер, позволяющий видеть отремонтированный участок внутритрубным инспекционным снарядом и электромагнитный маркер для обнаружения муфты с поверхности без вскрытия земляного покрова. Таким образом, муфта является еще и жестким маркерным пунктом, не подверженным внешним влияниям, на весь срок службы трубопровода.

Муфта прошла экспертизу промышленной безопасности во ВНИИ сертификация и методы ремонта с ее применением отнесены к постоянным методам ремонта и получена рекомендация на серийный выпуск муфт УКМТ.

Срок службы муфты 30 лет.



Рисунок 6 - Муфты УКМТ

ООО «ПСО «Нефтегазодиагностика» является производителем муфт и прошло сертификацию в системе ГОСТ Р на соответствие их технической документации (приложение Б).

Рисунок 7 - Муфта УКМТ

2.7.1 Испытание УКМТ

Рисунок 8 - Испытание муфт УКМТ

При испытании муфт все дефекты на трубы наносились в наиболее опасной околошовной зоне. Во всех случаях разгерметизация произошла без выхода трещин за пределы муфт, муфты сохранили свою целостность и могли быть повторно использованы.



Рисунок 9 - Трещины в трубах

Рисунок 10 - Демонтированная муфта после проведения испытаний

Таблица 2.5 - Результаты испытаний

В результате проведения испытаний получены следующие показатели:

Характер дефекта	Рразр. МПа
Продольный надрез на наружной поверхности ширина 6 мм, длина 250 мм, глубина 80 % стенки трубопровода	13.6
Продольный надрез на внутренней поверхности ширина 6 мм, длина 100 мм, глубина 80 % стенки трубопровода	16.2
Сквозной надрез ширина 6 мм, длина 50 мм	16.3

Рисунок 11 - Разгерметизация сквозного дефекта

Так выглядела разгерметизация сквозного дефекта длиной 50 мм в зоне кольцевого шва при поднятии давления до 163,8 атм.

Рисунок 12 - Отслоение герметизирующего вкладыша

После демонтажа муфты обнаружилось незначительное отслоение герметизирующего вкладыша. Такие результаты позволяют делать выводы, что возможен ремонт внутренних дефектов с перспективой их развития до сквозных.

Разгерметизация наружного дефекта глубиной 80 % толщины стенки трубы.

Рисунок 13 - Разгерметизация наружного дефекта

Раскрытие внутреннего дефекта глубиной 80% толщины стенки трубы произошло на давлении 162 атм и это говорит о том, что при ремонте муфтами УКМТ происходит усиление достаточное для компенсации внутреннего давления без заполнения полости дефекта ремонтным составом.



Рисунок 14 - Закрепление муфты болтами

2.7.2 Технические характеристики УКМТ

Принцип работы муфты - это компенсация внутреннего давления в трубопроводе за счет создания контактного давления снаружи при значительной величине момента затяжки болтовых соединений, что позволяет проводить монтаж на рабочих давлениях с гарантированным качеством, в отличие от муфт устанавливаемых без создания предварительного напряжения.

Рисунок 15 - Полуоболочки муфты

Муфта состоит из двух полуоболочек соединенных между собой с одной стороны - шарниром, а с другой - четырьмя болтовыми разъемами. Для стягивания муфты используются серийно выпускаемые болты по ГОСТ 11738-78.

Ее отличие от всех существующих на сегодняшний день типов ремонтных муфт это простота монтажа, а как следствие высокая скорость проведения ремонта и малый объем земляных работ. Для ее установки достаточно вручную выкопать небольшой шурф и за 15 - 20 минут отремонтировать дефектный участок, что имеет большое значение, если, например, в это время приходится еще и откачивать грунтовые воды, тогда и размер шурфа и время проведения ремонта выходят на первый план.

Рисунок 16 - Применение клея при ремонте внутренних дефектов

Клеевой состав применяется только при ремонте внутренних дефектов с большой потерей металла, в таком случае труба остается работоспособной даже при их развитии до сквозных. Применяемый клей полимеризуется при влажности до 100 % и температуре стенки трубы до минус 7 градусов.

Муфта полностью изготовлена в цеховых условиях, а значит, качество ремонта с ее применением не зависит от добросовестности оператора. Металлические детали выполнены из нержавеющей стали и не подвержены коррозии. После проведения ремонта технологические пазухи и отверстия заполняются специальным материалом, и муфта становится монолитным стеклопластиком, армированным закладными деталями из нержавеющей стали.

Модификация УКМТ - позволяет ликвидировать аварийные сквозные отверстия путем вдавливания в дефект свинцовой пробки по принципу резьбового пресса.

Муфты этой конструкции, фирма ROSEN EUROPA B.V. с успехом устанавливала в Саудовской Аравии в нефтяной компании Сауди Арамко на магистральный нефтепровод 1420 мм. Сауди Арамко одна из крупнейших нефтяных компаний мира и к вопросам ремонта в ней подходят с полной ответственностью.

До недавнего времени они ремонтировали трубопроводы по технологии «Бритиш газ», затем попробовали «Клок спринг», вышеизложенные методы их не устроили и вот теперь мы доказываем на практике, что на сегодняшний день наши муфты наилучшие и аналогов в мире нет.

Объемы ремонтных работ на промысловых трубопроводах и сроки их выполнения определяются по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, а также по прогнозируемым режимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности.

В настоящее время ремонт промысловых трубопроводов по объему и характеру выполняемых работ подразделяют на следующие основные виды: аварийный, текущий, и капитальный. При выборочном капитальном ремонте магистральных трубопроводов ремонтируют, в основном, участки только некачественным изоляционным покрытием. Ранее выделяли как отдельные виды ремонта трубопроводов -- осмотровый и средний. Сейчас эти виды ремонта включают в состав текущего ремонта.

2.8 Классификация ремонтов трубопроводов

На рисунке 17 представлена классификация видов ремонтных работ промысловых трубопроводов с указанием мероприятий, направленных на поддержание и восстановление эксплуатационных характеристик.

Рисунок 17 - Виды ремонтных работ

К аварийному ремонту относят работы, связанные с ликвидацией аварий, возникающих в результате воздействия на трубопровод подземной коррозии; разрывов сварных стыков или трубопровода по телу трубы; закупорок трубопровода, приводящих к полной частичной его остановке; неисправностей в линейной арматуре -- кранах, задвижках, камерах приема и пуска скребка и др.

Текущий ремонт -- минимальный по объему и содержанию

плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации

заключающийся в систематически и своевременно проводимых

работах по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, а также по устранению мелких повреждений

неисправностей.

Текущий ремонт подразделяют на:

профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению;

непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и выполненный в срочном порядке.

К текущему ремонту относятся:

· работы, выполняемые при техническом обслуживании;

· ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводом, устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;

· очистка внутренней полости трубопроводов от парафина, грязи, воды и воздуха проверка состояния и ремонт изоляции промысловых трубопроводов шурфованием;

· ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, переходов трубопроводов через водные преграды;

· проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец, осмотр компенсаторов;

· замер толщины стенок промысловых трубопроводов ультразвуковым толщиномером;

· подготовка линейных объектов промысловых трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним паводком;

· окраска линейных сооружений.

Мероприятия по техническому обслуживанию и текущему ремонту промысловых трубопроводов проводят в основном остановки перекачки.

2.9 Капитальный ремонт и как наиболее часто используемый метод вырезка дефекта (замена катушки)

-- наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводят при достижении предельных значений износа в линейных сооружениях и связан с полной

разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.

К капитальному ремонту линейной части относятся:

· все работы, выполняемые при текущем ремонте;

· вскрытие траншей, подземных промысловых трубопроводов, осмотр и частичная замена изоляции;

· ремонт или замена дефектных участков трубопровода и запорной арматуры их переиспытание и электрификация арматуры;

· замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;

· просвечивание сварных швов;

· продувка или промывка, испытание промысловых трубопроводов на прочность и плотность;

· краска надземных промысловых трубопроводов;

· ремонт колодцев и ограждений;

· берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах промысловых трубопроводов через водные преграды;

· сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными шоссейными дорогами; ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.

Разработана классификация капитального ремонта трубопроводов по характеру выполняемых работ, с указанием методов производства ремонта для отдельных видов работ (рис. 18).



Рисунок 18 - Капитальный ремонт трубопроводов

Технологический набор работ при капитальном ремонте промысловых трубопроводов примерно соответствует набору работ по их сооружению. Однако с точки зрения технологии, организации и управления он значительно сложнее, имеет свои специфические особенности. В организации проведения работ эти особенности заключаются в следующем: операции по вскрытию, подъему, очистке от старой изоляции, сварочно-восстановительные, изоляционно-укладочные работы и работы по засыпке трубопровода не могут быть совмещены в специализированном потоке, но должны выполняться в строгой технологической последовательности.

Особенности в технике и технологии проведения работ следующие: специфичность подготовительных работ, заключающаяся в определении положения трубопровода; наличие комплекса демонтажных работ, предшествующих выполнению всех остальных ремонтно-строительных операций; меньший удельный вес монтажных работ и больший - подъемно-укладочных операций; наличие специфических операций при ремонте стенки трубы, усилении стыков при частичной в случае полной замены трубы, секции или плети на отдельных участках трубопровода; сложность и трудоемкость производства вскрышных работ там, где требуется высокая квалификация машиниста для предотвращения повреждений стенки трубы ковшом или (ротором) экскаватора, а также значительная доля ручного труда; сложность и трудоемкость предварительной очистки трубопровода от старой изоляции и продуктов коррозии, существенное конструктивное отличие специальных ремонтно-строительных машин от тех же машин, применяемых при строительстве трубопроводов.

При производстве капитального ремонта линейной части промысловых трубопроводов выполняются следующие основные технологические работы: подготовительные, погрузочно-разгрузочные, транспортные, земляные, подъемно-очистные, сварочно-восстановительные, изоляционно-укладочные и контроль качества работ.

Технология подготовительных работ при капитальном ремонте трубопроводов заключается в следующем: трассоискатели определяют положение трубопровода, результаты измерений глубины заложения трубопровода наносят на вешки, забиваемые строго по оси трубопровода через каждые 25 или 50 м, затем бульдозерами производят планировку полосы ремонтируемого трубопровода.

При земляных работах организуют поточное выполнение всех работ и максимальное совмещение их с подъемно-очистными и изоляционно-укладочными работами.

Тип землеройных машин для вскрытия трубопровода зависит от его диаметра, местных грунтовых и топографических условий. Применяются отечественные и зарубежные одноковшовые экскаваторы, оборудованные в основном ковшами с уменьшенной шириной режущей кромки.

Наиболее целесообразно при благоприятных условиях применять трехроторные специальные вскрышные экскаваторы с автоматическими устройствами, позволяющими вскрывать трубопровод без повреждений.

Когда нет необходимости восстанавливать стенку трубы, подъемно-очистные работы при капитальном ремонте трубопроводов производятся механизированным линейным комплексным потоком совместно с изоляционно-укладочными работами.

При частичной замене участков трубопровода или восстановлении стенок трубы подъемно-очистные работы включают в себя: подъем вскрытого участка трубопровода, насадку очистной машины, очистку трубы от старой изоляции, визуальный ее осмотр и укладку трубопровода на лежки.

Для подъема трубопровода используются отечественные и зарубежные трубоукладчики различной грузоподъемности.

В ИПТЭР разработан комплекс машин и механизмов и технологии ремонта с подъемом трубопровода на бровку траншеи и без подъема трубопровода (рис. 19)



1 - бульдозер; 2 - отвал почвенно-растительного грунта; 3 -- отвал минерального грунта; 4 -- экскаватор; 5 -- ось траншеи; 6 - ось трубопровода; 7 - полоса снятия почвенно-растительного слоя; А --зона рекультивации; Б-- зона обратной засыпки; В -- зона вскрытия трубопровода; Г-- зона срезки почвенно-растительного слоя грунта; Rраб. -- рабочий радиус экскаватора; а -- при вскрытии заменяемого участка трубопровода; б -- при разработке новой траншеи; >-- рабочий ход бульдозера; << -- холостой ход бульдозера.

Рисунок 19 - Схема производства земляных работ при ремонте с заменой труб путем укладки в отдельную траншею

3 Безопасность и экологичность проекта

3.1 Общие требования к эксплуатации опасных производственных объектов

Общие положения

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:

· выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации объектов нормативными техническими документами;

· допускать к работе на опасном производственном объекте работников соответствующей квалификации и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

· иметь в наличии и обеспечить функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов;

· обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;

· организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

· создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии;

· осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные #M12291 9046058Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"#S и настоящими Правилами.

Содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума, вибраций, других вредных факторов на рабочих местах опасного производственного объекта не должны превышать установленных пределов и норм.

Аттестация рабочих мест по условиям труда и последующая сертификация работ по охране труда должна осуществляться в установленном порядке.

В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта.

Замеры уровня освещенности помещений, рабочих мест следует проводить перед вводом опасного производственного объекта в эксплуатацию, а также после реконструкции помещений или систем освещения.

На производственных объектах по установленным нормам должны быть оборудованы санитарно-бытовые помещения (комнаты отдыха, санитарные посты и т.п.), а также должны быть установлены аппараты (устройства) для обеспечения работников питьевой водой.

В организации должен быть назначен специальный ответственный работник (из числа руководства организации), отвечающий в том числе и за функционирование системы управления промышленной безопасностью.

Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

Система контроля и защиты стационарных установок должна иметь выход на пункт управления.

Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.

Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении.

На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса - обратный клапан.

Для перекачки легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.

На пульте управления насосной станции должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных установок и состояние воздушной среды в помещении.

Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывобезопасном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией и системой освещения.

Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения работ на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

Эксплуатация средств контроля и автоматики должна проводиться в установленном порядке.

Ревизия и поверка контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должны производиться по графикам, согласованным с территориальным органом Госстандарта России, службой метрологии организации и утвержденным техническим руководителем организации.

Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

- не имеющими клейма или с просроченным клеймом;

- без свидетельств и аттестатов;

- отработавшими установленный срок эксплуатации;

- поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.

Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена красная пластинка на стекле манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 5 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

Воздух, подаваемый в систему автоматики, должен быть предварительно осушен.

Система сжатого воздуха должна иметь ресивер, обеспечивающий запас сжатого воздуха для работы контрольно-измерительных приборов и средств автоматики в течение не менее 1 ч.

Все контрольно-измерительные приборы и щиты управления подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения.

Расположенные на щитах управления диспетчерского пункта, а также отдельных технологических процессов и оборудования контрольно-измерительные приборы должны иметь надписи с указанием определяемых параметров.

Все мероприятия по утеплению производственных помещений, аппаратуры, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИПиА должны быть выполнены до наступления зимы.

Мероприятия по подготовке к зиме должны обеспечивать нормальную работу установки и возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.

При эксплуатации установок, резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть приняты меры по предотвращению замерзания влаги в трубопроводах и арматуре.

На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами не допускается.

Все водяные стояки, в том числе и пожарные, должны быть утеплены.

Калориферы вентиляционных систем и отопление всех помещений должны быть своевременно проверены и находиться в исправном состоянии.

При эксплуатации установок с застывающими нефтями по подготовке с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны предусматриваться мероприятия по:

· недопущению снижения температуры нефти в трубопроводах и аппаратуре;

· постоянному обогреву трубопроводов;

· непрерывной перекачке нефти.

По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта.

При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

3.2 Требования промышленной безопасности к эксплуатации промысловых трубопроводов

Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные агенты, должны быть в коррозионно-стойком исполнении.

Допускается применение неметаллических трубопроводов по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора.

Металлические трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой.

Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно-измерительных приборов.

В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации. Запорные устройства должны также устанавливаться на опасных участках.

К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в соответствии с требованиями #M12293 0 901728051 584910322 1306730516 1631191178 4 4101445858 2103419664 2440337608 101Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, утвержденных #M12291 901728051постановлением Госгортехнадзора России от 30.10.98 N 63#S, зарегистрированным Минюстом России 04.03.99 г., рег. N 1721.

Контроль качества сварных соединений трубопроводов проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобильными и железными дорогами, технологическими коммуникациями), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.

Участки трубопроводов в местах пересечения с авто- и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов.

Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается.

Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся либо трубопроводы оборудуются компенсаторами, число и тип которых определяются расчетом и указываются в проекте.

В районах, где могут возникнуть перемещения земляных масс под воздействием природно-климатических особенностей, необходимо предусмотреть меры по защите трубопроводов от этого явления.

При почвах с недостаточной несущей способностью компенсирующие мероприятия должны предотвратить повреждения трубопровода от оседания или поднятия.

При скалистой почве должна быть предусмотрена соответствующая оболочка (обшивка) либо укладка балластных слоев, при этом в случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного воздействия на окружающую среду.

Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.

На всей запорной арматуре трубопроводов, в том числе имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: "Открыто", "Закрыто". Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия ее без спуска человека в колодец.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащей продукции, должна быть установлена на поверхности.

Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, должны быть оборудованы запорными устройствами, перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

Допускается применение дистанционно управляемых запорных устройств, если параметры работы скважины контролируются дистанционно и запорные устройства могут быть закрыты с пульта управления.

Перед вводом в эксплуатацию участок трубопровода или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность.

Эти операции проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (от скважин до дожимных насосных установок или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.

Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте производства работ.

Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ (табл. 3.1).

Таблица 3.1 - Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

#G0Условный диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м	Радиус опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м	Радиус опасной зоны при испытании в обе стороны от трубопровода, м
До 300	40	600	100

При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены опасные зоны (табл. 3.2) и обозначены на местности предупредительными знаками.

Таблица 3.2 - Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

#G0Диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м
100-300	75	600	100	900

При проведении испытаний должны быть предусмотрены места для безопасного удаления жидкости из трубопровода и ее утилизации.

При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, линий электропередачи, населенных пунктов следует принимать по таблице 3.2 настоящих Правил.

Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.

Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом, пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды - инертным газом.

Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, обеспеченные двусторонней связью с руководителем работ, которые обязаны:

вести наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода;

не допускать нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных трубопроводов. Размеры опасной зоны, указанные в таблицах 3.1 и 3.2, должны быть увеличены в 1,5 раза;

немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровод.

Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для продувки должен проводиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка: по окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки.

На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ.

Периодичность испытания трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающей организацией с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов.

Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.

Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектно-сметной документации, утвержденной техническим руководителем организации.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов при наличии хомутов и других устройств, применяемых для герметизации трубопроводов в полевых условиях. Допускается временная установка хомутов на трубопроводах для предотвращения растекания жидкости до начала ремонта.

При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией организации и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством организации.