Технология ремонта участка "Терновка-Красноармейская" магистрального трубопровода "Куйбышев-Лисичанск" с заменой коррозионных секций

2.1 Характеристика участка «Терновка-Красноармейская» нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск»

2.1.1 Общая характеристика трассы нефтепровода

Климатические особенности территории формируются под воздействием Азиатского материка, переохлажденного зимой и перегретого летом. Вследствие удаленности от морских и океанических влияний для территории по сравнению с западными районами Европейской части России характерно усиление континентальности климата. Район расположен в зоне умеренного увлажнения. Годовая сумма осадков (средняя) составляет 451 мм. В течение года минимум осадков наблюдается в феврале, максимум - в июле. Суточный максимум осадков составил 65 мм.

Местность сильно расчленена речными долинами и балками на небольшие массивы, труднодоступные для движения транспорта вне дорог. Речные долины узкие, крутосклонные.

Грунты преобладают суглинистые и глинистые, местами песчаные и супесчаные. Во время дождей и снеготаяния грунты сильно размокают, в сухую погоду пылят. Зимой грунты промерзают 70-90 см, на оголённых участках до 160 см. Летом грунты полностью оттаивают. Грунтовые воды залегают на междуречьях на глубине 10-30 см, в речных долинах на глубине 3-5 м. Почва по трассе нефтепроводов представляет собой чернозем, чернозем суглинистый среднемощный. А подпочва - лессовидный суглинок, глину.

По данным СниП 22-01-95 «Геофизика опасных природных воздействий» район трассы нефтепроводов не подвержен действиям опасных геологических процессов и не сейсмичен.

В пределах территории встречаются смешанные леса, состоящие из берёзы, осины, сосны и дуба, распространены небольшими массивами, главным образом, по склонам долин и балок. Просеки, шириной 3-5 м, чистые и доступны для передвижения автотранспорта.

Характерными чертами климата данной зоны являются: теплое лето с возвратами холодов, а также местная циркуляция бризового характера.

Преобладает северо-западное и южное направления воздушных масс в зимний период и северо-западное и западное направления - в летний период. Грозовой период май-август. Скорость ветра до 15 м/сек, в отдельных случаях до 25 м/сек. Нормативная глубина промерзания грунтов 0,6…0,8 м.

Вследствие удаленности от морских и океанических влияний рассматриваемая территория характеризуется ослаблением западного переноса воздушных масс, что проявляется в общем удлинении зимы, сокращении переходных перепадов, увеличении морозоопасности в начале-конце лета, возрастание годовой амплитуды температуры.

Летом погода формируется в большей части за счет трансформации воздушных масс в антициклонах.

Информация по характерным температурам (среднегодовая, средняя в холодный период и средняя в теплый период) для Саратовской области (место производства работ) приведена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Данные по характерным температурам в Саратовской области (место производства работ)

2.3 Тип и характеристика перекачиваемых нефтепродуктов

Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов.

Система внутритрубной диагностики должна обеспечить безопасность работ нефтепроводов во время диагностирования.

Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;

о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;

о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).

Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.

ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

3.1.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция должна проводиться после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию должна быть обеспечена проверкой исправности камеры пуска-приема очистных и диагностических устройств и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода должна достигаться на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

-дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

-дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывав металла и т. п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

-поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

-продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции должно производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), прежде всего, должна быть получена информация об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации следует использовать комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда-профилемера. Проведение диагностических работ должно начинаться с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 60%, 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера установка маркерных передатчиков должна производиться с интервалом 5 - 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, должно устранить сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования должно производиться выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

На третьем уровне диагностирования должно производиться выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования должно производиться выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов должна осуществляться с интервалом 1,5 - 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров должна производиться в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

3.1.3 Требования к внутритрубным инспекционным снарядам

Внутритрубные инспекционные снаряды (ВИС) предназначены для обнаружения, измерения геометрических параметров и определения местоположения дефектов и особенностей трубопровода с достаточной достоверностью, с целью дальнейшей обработки полученной информации и определения по специальным методикам параметров дефектов и степени их опасности:

1) в паспортных характеристиках ВИС должны быть указаны: состав обнаруживаемых дефектов и особенностей трубопровода, погрешности измерения их геометрических параметров и определения местоположения (по длине и угловому положению);

2) ВИС должен перемещаться по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта;

3) ВИС должен иметь сертификат взрывозащищенности согласно;

4) ВИС должен обеспечивать сплошность контроля всей внутренней поверхности трубопровода;

5) ВИС должен обеспечивать регистрацию и хранение информации, зафиксированной во время прогона по трубопроводу;

6) ВИС должен быть снабжен встроенной микропроцессорной системой управления, позволяющей проводить перед запуском программирование параметров прогона (включение, выключение по задаваемым признакам) и задание периода сканирования датчиков в зависимости от планируемой скорости движения ВИС;

7) ВИС должен иметь систему внутренней диагностики, позволяющую производить тестирование перед прогоном и определять сбои и неисправности в работе бортового оборудования до функционального блока или узла включительно;

8) ВИС должен быть снабжен одометрическим устройством, обеспечивающим измерение пути, пройденного снарядом по трубопроводу;

9) размещение датчиков ВИС должно быть выполнено на носителях, имеющих постоянный контакт со стенками трубопровода;

10) ВИС должен иметь автономное электропитание, обеспечивающее гарантированную работоспособность электронного оборудования в течение определенного времени работы снаряда;

11) в состав оборудования ВИС должно входить устройство, регистрирующее прохождение ВИС маркерных пунктов;

12) в состав диагностического комплекса должен входить комплект наземного оборудования, позволяющего производить техническое обслуживание, калибровку, тестирование, транспортировку, запасовку и прием, а также сопровождение по трассе и обнаружение местоположения ВИС в трубопроводе

13) в составе диагностического комплекса должно быть компьютерное оборудование и программное обеспечение для обработки данных, полученных при проведении внутритрубной инспекции, и их наглядного отображения на IBM-совместимых компьютерах;

14) в составе паспортной информации на ВИС должны быть указаны:

-минимальное проходное сечение трубопровода, обеспечивающее прохождение инспекционного снаряда без его повреждения (типовые значения для профилемеров - 70%, для дефектоскопов - 85% от наружного диаметра);

-обнаруживаемые типы дефектов и особенностей трубопровода и их минимальные геометрические размеры для обнаружения и измерения;

-погрешность определения положения дефектов и особенностей трубопровода (по длине и углу отклонения от вертикали);

-возможность распознавания и определения местоположения поперечных, продольных и спиральных сварных швов и арматуры трубопровода;

-минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый внутритрубным инспекционным снарядом;

-минимально допустимое рабочее давление перекачиваемого продукта в трубопроводе;

-диапазон рабочих скоростей прогона ВИС;

-диапазон температур эксплуатации ВИС;

-наличие устройства задержки включения электронного оборудования для обеспечения возможности диагностирования длинных участков трубопровода за несколько прогонов ВИС;

15) минимальные размеры дефектов и особенностей трубопровода (при скоростях движения, рекомендуемых фирмами-изготовителями):

-по параметрам определения высоты дефектов и особенностей геометрии трубопровода 2 мм;

-точечная коррозия (с измерением полной глубины): минимальный диаметр 10 мм, минимальная глубина 1,5 мм;

-сплошная коррозия: минимальная глубина 1мм;

-расслоение минимального диаметра 10 мм (80 мм²);

-царапины и надрезы с потерей металла: минимальная ширина 10 мм, минимальная глубина 1,5 мм;

-поперечные трещины: для точного определения размеров, с вероятностью не ниже 99%, минимальной ширины по окружности более 80 мм при глубине более 0,3t, точность определения размеров ± 0,4t указанной глубины (t - номинальная толщина стенки трубы);

-продольные трещины: определение размера с вероятностью не ниже 80%, длина трещины L ± 10 мм для L < 100 мм; ± 10% для L > 100 мм. Примечание: возможность измерения дефекта с указанными параметрами зависит от типа применяемого ВИС;

16) определение положения дефектов и особенностей трубопровода по длине должно производиться с погрешностью не более ± 0.25 м от ближайшего поперечного сварного шва с использованием информации одометра и маркерной системы. Угловое положение дефектов и особенностей трубопровода должно определяться с погрешностью не более ± 15?;

17) разрешающая способность ВИС и применяемые методики идентификации дефектов и особенностей должны обеспечивать возможность классификации дефектов по степени опасности без проведения предварительных экскавации и дополнительного дефектоскопического контроля трубопровода.

3.1.4 Организация пропуска внутритрубных инспекционных снарядов

Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода должно производиться в следующем порядке.

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Обследование участков магистрального нефтепровода должно проводиться последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепровода двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска должно быть предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, должно подтвердить готовность к принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей территории. Координировать это согласование должен диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных нефтепроводов.

При проведении внутритрубной диагностики необходимо, чтобы выбранный участок удовлетворял целому ряду требований, среди которых выделим:

-обследуемый участок должен быть в обязательном порядке оборудован камерами пуска-приема очистных и диагностических устройств;

-камеры пуска-приема и трубопровод должны быть оборудованы специальными сигнальными приборами. На пусковой камере сигнальные приборы устанавливают на расстоянии 7-15 м после выходной задвижки камеры пуска;

-трубопровод должен быть тщательно очищен от асфальто-смоло-грязепарафиновых отложений путем многократного пропуска очистных устройств. Необходимая степень очистки для пропуска профилемера «Калипер» - пропущенный скребок приносит не более 20 л вязкого и до 1 л твердого парафина. Для пропуска дефектоскопов «Ультраскан» - не более 5 л вязкого и до 0,5 л твердого парафина. Для пропуска магнитных дефектоскопов «MFL» - скребок приносит не более 1 сварочного электрода на 10 км очищенного трубопровода.

-необходимо провести визуальное обследование трассы трубопровода на наличие утечек и устранение их до начала работ по пропуску ВИС;

-устранение крутоизогнутых колен, имеющих радиус изгиба менее чем 1,5 наружного диаметра трубы и мест критического сужения проходного сечения трубопровода;

-задвижки должны быть строго в открытом положении;

-технологически недопустимо в период пропуска ВИС попадание в транспортируемую нефть осадков из резервуаров нефтеперекачивающих станций;

-должны быть обеспечены скорости перекачки 0,3-3 м/с (для пропуска «Калипера») и 0,2-1 м/с (для пропуска «Ультраскана»);

-должна быть определена схема связи персонала во время пропуска снарядов с пусковой и приемной камерами, диспетчером, группами сопровождения. Должны быть определены действия, которые необходимо предпринять при возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС.

Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе нефтепровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы:

-осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или по продолжению очистки; пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило, должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска снаряда-профилемера по данному участку нефтепровода;

-определить необходимое количество и места расстановки маркерных пунктов;

-определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе участка нефтепровода, с диспетчером и операторами пусковой и приемной камер;

-определить действия, которые должны быть предприняты при возможном возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;

-перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Операции запаковки и выемки снарядов должен выполнять персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепровода под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода, должен:

-определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, произвести расчет и согласование графика прохождения снаряда по трассе;

-обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепровода на блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.

Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепровода, должен осуществлять персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.

Контроль за движением снаряда должен выполняться в точках, расположенных за задвижками (вниз по потоку продукта) и в точках, расположенных за несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку продукта).

Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик обязан установить причины повреждения и устранить их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит диагностированию до уст-ранения дефектов, препятствующих прохождению ВИС.

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.

3.1.5 Результаты диагностического обследования

На нефтепроводе «Куйбышев-Лисичанск» регулярно проводится диагностика ВИС типа «Калипер», «Ультраскан WM», «Ультраскан CD», «Магнескан MFL». Ведомость дефектов и особенностей по результатам внутритрубной диагностики находится в электронной базе данных программы "Эксперт", в отчете ОАО ЦТД "Диаскан". Там же хранятся "Сведения по устранению дефектов после пропуска диагностических снарядов" и "Сведения по устранению дефектов".

Все дефекты труб классифицируются по степени опасности на три группы:

недопустимые дефекты, которые требуют немедленного устранения. В этом случае требуется снижение рабочего давления до 75 % от давления в момент обнаружения дефекта. К этой категории относятся дефекты типа «потеря металла» с глубиной более 0,8 номинальной толщины стенки трубы, а также дефекты типа «трещиноподобный дефект» с глубиной более 0,7 номинальной толщины стенки трубы, допустимое давление для них не рассчитывается;

опасные дефекты - дефекты, при которых прочность трубы ниже нормативной. Возможно разрушение трубы по данному дефекту при проведении гидравлических испытаний давлением, соответствующим заводскому испытательному. Для таких дефектов определяются расчетные допустимые давления перекачки нефти. Требуется снижение давления по сравнению с нормативным до допустимого рабочего давления;

неопасные дефекты - дефекты не накладывающие ограничений на режим эксплуатации нефтепровода.

3.2 Технология работ по вырезке «катушки»

магистральный нефтепровод диагностика дренаж

Работы по вырезке, врезке “катушек” выполняются по операциям и осуществляются в следующей последовательности:

- остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке, параллельному нефтепроводу или лупингам, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;

- освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

- вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с использованием энергии взрыва;

- герметизация внутренней полости трубопровода;

- сварочно-монтажные работы по врезке новой детали или подключению участка трубопровода методом “захлеста” и контроль качества сварных соединений;

- открытие задвижек, выпуск воздуха и заполнение нефтепровода нефтью;

- вывод нефтепровода на необходимый режим работы, обеспечиваемый включением на НПС насосных агрегатов в определенной последовательности для достижения требуемой производительности.

3.2.1 Подготовительные работы

За пять суток до начало работ оформляется необходимая разрешительная документация для производства подготовительных работ (сварка труб для катушек и проведение гидравлических испытаний, приварка и прорезка вантузов для откачки нефти, разработка ремонтного котлована, проведение ДДК) и основных работ по вырезке «коррозионных секций» №512276 на 533 км; №512803 на 535 км; №513203, №200778 на 538 км нефтепровода «Дружба-1» O1020 мм.

Осуществляется отвод земли на месте производства работ. Согласуется производство работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с магистральным нефтепроводом «Дружба 1» 1020 мм - кабель связи, ВЛ-6кВ, продуктопровод «Уфа - Западное направление» и «Куйбышев - Брянск».

Определяются и обозначаются вешками оси пролегания нефтепровода и других подземных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре.

Подготавливается площадка для производства ремонтных работ. Обследуются и подготавливаются вдольтрассовые проезды, маршруты движения от дорог общего пользования. Оборудуются переезды через нефтепровод O1220 мм, кабель связи «Связьтранснефть» и продуктопровод, в местах производства работ (рис. 3.1).

На месте производства работ разрабатывается и обустраивается ремонтный котлован с учетом требований п. п. 2.1 - 2.17. РД 153-39.4Р-130-2002*, при необходимости стенки котлована укрепляются от обрушения и подготавливаются водосборные приямки размером 1,0х1,0 м для откачки грунтовых вод.

Разработка рабочего котлована для устранения дефекта производится экскаватором и вручную, обратная засыпка - вручную и бульдозером.

Обратная засыпка котлована с отремонтированным трубопроводом должна производиться после получения разрешения на проведение работ по засыпке трубопровода.

Рис. 3.1 - Схема специально оборудованного переезда через действующие коммуникации

По всей окружности трубопровода удаляется изоляционное покрытие на ширину не менее 600 мм в местах резки труборезными машинами, зачищенные участки обследуются на наличие дефектов и следов коррозии. Определяется длина окружности на месте вырезаемых дефектов, длина вырезаемых дефектных «катушек» и фактическая толщина стенки трубы (по данным внутритрубной диагностики толщина стенки труб на вырезаемых участках 10,5 - 11,0 мм). Очистку проводить таким образом, чтобы не повредить стенки трубы. Не допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного металла или срезания сварных швов.

Осуществляется планировка земли в местах прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти.

Производится ревизия существующих вантузов «Дружба-1»: Ду 150 на 531 км, Ду 150 на 533 км - вантуза-воздушники. Подготавливаются и устанавливаются штурвалы на существующие вантуза.

Организуется доставка труб 1020х11 мм для проведения гидравлических испытаний согласно разработанной «Инструкции на проведение гидравлических испытаний…». После окончания гидравлических испытаний, организуется резка и вывоз труб на места производства работ.

Осуществляется приварка и прорезка вантузов в нефтепровод «Дружба 1» 1020 мм:

- 533 км (1 шт.), 535 км (2 шт.), 538 км (3 шт.) Ду 150, Ру 63 - 6 шт. для откачки нефти;

- 563 км, 565 км, 568 км н/пр «Дружба-2» - врезать вантуза Ду 150, Ру 63 для закачки нефти - 3 шт.

Сварочно-монтажные работы осуществляются в соответствии с требованиями операционной технологической карты на приварку вантуза (с обеспечением рабочего давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,5 МПа и наличии не менее 0,1 МПа избыточного давления).

Организуется УЗК качества сварочных швов приварки патрубка к трубопроводу, приварки воротника к патрубку и трубопроводу.

В период снижения режима перекачки по данному участку через приваренный вантуз вырезаются отверстия с обеспечением давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,0 МПа. Производится обустройство вантузов.

К местам производства работ доставляется необходимая техника, жилые вагоны домики, оборудование, приспособление, инструменты и материалы.

Места производства работ обеспечиваются необходимым количеством песка для зачистки ремонтных котлованов и внутренней полости трубопровода, для производства работ в плановую остановку.

Обустраивается временный полевой городок для размещения персонала (с необходимыми жилищными, бытовыми и санитарными условиями). Организуется устойчивая связь и организуется дежурство, на всё время производства работ бригады представителей Средне-Волжского ПТУС. Так же на время производства работ выделяются переносные радиостанции по заявкам ЛПДС «Терновка».

Подготавливаются «гусаки» со шлангами на существующие вантуза Ду 150 на 531 км, Ду 150 на 533 км для выпуска воздуха при заполнении нефтепровода нефтью.