Ремонт трубопровода методом вырезки 2 страница

3 – приямок

4 – площадка для размещения подпорных насосов

5 – задвижка

6 – рукав напорно-всасывающий

7 – труба ПМТ (СРТ)

Рисунок 5.9 – Схема заглубленного амбара

Амбары для сбора нефти/нефтепродукта в заболоченных местах разрабатываются за пределами болота на твердом грунте.

Амбары для сбора нефти/нефтепродукта в скальных грунтах разрабатываются после предварительного рыхления скального грунта механическим или буровзрывным способом.

1 – земляной вал

2 – противофильтрационное покрытие (вкладыш)

3 – приямок

4 – площадка для размещения подпорных насосов

5 – задвижка

6 – рукав напорно-всасывающий

7 – труба ПМТ (СРТ)

Рисунок 5.10 – Схема наземного амбара

До начала разработки амбара проводят геодезическую разбивку места размещения амбара, с учетом безопасных расстояний до сооружений и коммуникаций. Для создания амбара необходимо использовать рельеф местности (овраги, балки).

Расстояние от амбара или от резинотканевого резервуара для нефти/нефтепродукта до ремонтного котлована должно быть не менее 100 м.

Расстояние от амбара до ЛЭП должно быть не менее 25 м, но не менее полутора высоты опоры ЛЭП.

По периметру амбара устраивается земляной вал из уплотненного грунта. Высота земляного вала по периметру амбара не должна превышать 1,5 м, ширина вала по верху должна быть не менее 0,5 м, крутизна откосов должна быть, не более 45°. В нижней части амбара должен быть обустроен приямок, размерами обеспечивающий сбор воды при возможном выпадении осадков. Дно амбара должно быть спланировано и иметь уклон в сторону приямка. Размеры и емкость амбара рассчитываются исходя из объема откачиваемой нефти/нефтепродукта, но на заполнение не выше 1 м от верха обвалования (стенки). Площадь амбара не должна превышать 1500 м², объем не более 10 000 м³. При необходимости сброса большего объема нефти/нефтепродукта на расстоянии не менее 100 м друг от друга строится следующий амбар. Дно и стенки земляного амбара должны иметь гидроизоляцию из непроницаемого, нефтестойкого, противофильтрационного покрытия (вкладыша) многоразового применения.

Для приема и откачки нефти/нефтепродукта земляные амбары должны быть оборудованы приемо-раздаточными трубопроводами не меньше DN 150, которые должны быть расположены в нижней части обвалования и иметь отвод для спуска в приямок котлована ниже его дна.

Амбары должны иметь по всему периметру ограждение и предупредительные аншлаги «Огнеопасно!», «Проход, проезд и въезд запрещен!».

Запрещается нахождение техники, людей и ведение огневых работ на расстоянии менее 100 м от амбара.

Для предотвращения испарения нефти/нефтепродукта, находящейся в амбаре при его расположении от дорог (мест возможного проезда техники) на расстоянии менее 100 м, зеркало нефти/нефтепродукта площадью 1000 м² и более должно быть покрыто специальным составом, обеспечивающим его целостность на все время хранения нефти/нефтепродукта.

После завершения работ по врезке «катушки» нефть/нефтепродукт из амбара должны быть закачены обратно в трубопровод или вывезены на ближайшую НПС для закачки в трубопровод. Заполнение трубопровода нефтью/нефтепродуктом из амбара должно выполняться в соответствии с требованиями нормативной документации по откачке и закачке нефти/нефтепродукта в трубопровод.

При этом в составе ППР должны быть разработаны мероприятия, исключающие попадание в МТ воды от возможных осадков (дождь, снег) и грунтовых вод.

После завершения ремонтных работ и откачки нефти/нефтепродукта из амбара, необходимо провести выемку, очистку, сборку и упаковку противофильтрационного покрытия, зачистку амбара от загрязненного грунта. Загрязненный грунт необходимо вывезти для дальнейшей переработки и утилизации (регенерации) или для захоронения в специальные места, согласованные с экологической инспектирующей организацией.

Освобождение амбаров от нефти/нефтепродукта, засыпка и рекультивация земель, нарушенных при их сооружении, должны быть выполнены в сроки, указанные в таблице 5.4.

Таблица 5.4 – Сроки ликвидации амбаров и рекультивации земли

5.3.2.5 Пологи для создания емкости. Противофильтрационные покрытия ПФП. Геомембраны

Пологи предназначенны для временного хранения нефти (нефтепродуктов) и других нефтесодержащих жидкостей или воды путем укладки на дне котлована (амбара). Объемом от 200 до 1000 м³.

Рекомендуемые области применения полога (емкости):

- в процессе проведения работ по оперативной локализации и ликвидации аварийных разливов нефти, нефтепродуктов и т.п.;

- в процессе проведения плановых ремонтных работ на МТ.

Пологи для создания емкости представляют собой сборно-разборную конструкцию, состоящую из секционного опорного каркаса с уложенным внутри вкладышем из полимерно-тканевого материала с двусторонним ПВХ-покрытием (рисунок 5,11). Материал устойчив к воздействию нефти, бензина, масел и ультрафиолета. Применение емкости полога исключает загрязнение почвенного покрова.

Рисунок 5.11 – Пологи для создания емкости

Противофильтрационные покрытия (вкладыши) «ПФП» (рисунок 5.12) для укладки в ложе котлована (амбара) применяются для временного хранения нефти и нефтесодержащих отходов (рисунок). Применение покрытий противофильтрационных исключает загрязнение почвенного покрова и предотвращает фильтрацию загрязняющих веществ в подземные горизонты. «ПФП» изготавливается из полимено-тканевого материала с двухсторонним ПВХ покрытием. Данный материал устойчив к воздействию бензина, масел и ультрафиолета.

Рисунок 5.12 – Противофильтрационные покрытия

Противофильтрационные покрытия в развернутом состоянии представляют собой конструкцию виде полотна, состоящего из секций, соединенных между собой методом термосварки (тройной сварной шов). По всему периметру «ПФП», через каждые 1,2 м, расположены анкерные петли для закрепления «ПФП» по краю котлована (амбара). Рекомендуемый разовый срок хранения нефти/нефтепродукта в котловане (амбаре), обустроенным противофильтрационным покрытием, не должен превышать одного месяца.

Геомембрана служит для защиты грунта и грунтовых вод от загрязнения вредными веществами, в особенности в сложных условиях (низкие температуры, геологические особенности и т.п.). Мембрана обеспечивает полную герметичность объекта от воздействия продуктов жизнедеятельности, в том числе и техногенных, вплоть до 1 класса опасности. Области применения очень обширны. Для экономии на транспортных перевозках и упрощения монтажа выпускается в рулонах шириной 5 м.

Каркасные резервуары КР (РК, РР и другие аналоги) предназначены для сбора и временного хранения технических жидкостей, нефти и нефтепродуктов (кроме щелочей и кислот) при ликвидации аварийных разливов, а также плановых работ по очистке нефтяных амбаров, нефтехранилищ, прудов-отстойников и т.п.

Резервуар каркасный представляет собой собираемый из металлических трубок каркас, внутри которого устанавливается герметичный чехол из прочной полимерной ткани, который в верхней части крепится петлями к трубкам. Для продления срока службы резервуаров используют полиэтиленовые вкладыши.

Для слива собранной жидкости из каркасного резервуара используется любое насосное оборудование.

Резервуар КР-4.7.10.12 настолько легкий, что в свернутом положении и уложенный в сумку (без стоек) его может переносить один человек. Конструкция каркасного резервуара достаточно устойчива и позволяет выдерживать кратковременные механические воздействия со стороны человека при проведении работ. Каркасные резервуары особенно удобны пр проведения работ в труднодоступных местах, куда не может добраться техника и оборудование необходимо переносить вручную.

Каркасные резервуары изготавливается в климатическом исполнении У1 по ГОСТ 15150 для работы в условиях умеренного климата при температурах от минус 30 °С до 70 °С.

Резервуары серии КР (РК, РР и другие) требовательны к ровным поверхностям при установке. Даже при условии, что каркасный резервуар выдерживает механические воздествия, устанавливать его на поверхностях под уклоном категорически запрещается!

Разборные резервуары РР (аналог секционных резервуаров PC, КР, ЕР) предназначены для сбора и временного хранения нефти и нефтепродуктов при ликвидации аварийных разливов, а также плановых работ по очистке нефтяных амбаров, нефтехранилищ, прудов-отстойников и т.п

Резервуар РР представляет собой собираемую цилиндрическую обечайку, выполненную из листового алюминия, внутри которой устанавливается герметичный чехол из прочной полимерной ткани. Для слива собранной жидкости из разборного резервуара предусмотрена сливная горловина с вентилем.

Жидкость можно откачивать с использованием любого насосного оборудования. Конструкция разборных-секционных резервуаров позволяет производить монтаж на местности с минимальной подготовкой площадки. Жесткая обечайка обеспечивает высокую надежность в эксплуатации и защищает от случайных повреждений при проведении работ в непосредственной близости от резервуара.

На концах каждой секции разборного резервуара установлены универсальные замки типа «Universal slide type 2». Замки обеспечивают быстрое и надежное соединение (разъединение) секций между собой. Замки искробезопасного исполнения, изготовлены из специального сплава алюминия.

Допускается работа в условиях умеренного климата при температуре от минус 30 °С до 40 °С.

5.3.2.6 Засыпка ремонтного котлована и земляного амбара

После завершения ремонтных работ, восстановления устройств ЭХЗ производится процесс восстановления земель, который включает:

- засыпку ремонтного котлована минеральным грунтом;

- рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Производство земляных работ по засыпке трубопровода должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Засыпка выполняется бульдозером или экскаватором. Котлован должен быть засыпан не позднее 24 часов после вывода трубопровода на технологический режим работы в соответствии с утвержденным технологическим режимом работы. При проведении работ в зимнее время расчистку котлована от снега до верхней образующей трубопровода, а также приварных элементов (вантузов, отборов давления, бобышек) должна осуществляться вручную, не допуская механических повреждений трубопровода. При продолжении расчистки котлована от снега с применением землеройной техники, необходимо соблюдать расстояние не менее 0,5 м от ковша экскаватора до стенки трубы и выступающих приварных элементов.

Запрещается использование плодородного слоя почвы для засыпки котлована после окончания работ.

Перед засыпкой ремонтного котлована в скальных, щебенистых, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах, необходимо выполнить подсыпку под и над трубопроводом мягким грунтом или гравием фракцией от 20 до 50 мм, толщиной не менее 20 см, произвести подбивку и трамбовку грунта.

Окончательная засыпка трубопровода проводится грунтом из отвала. Засыпка трубопровода с учётом рекультивации грунта должна выполняться с образованием валика высотой до 20 см. По ширине валик должен перекрывать ремонтный котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону от его границ.

Котлованы в местах пересечений с подземными коммуникациями должны засыпаться слоями не более 0,1 м с тщательным ручным трамбованием.

Засыпку земляных сооружений следует производить рыхлым грунтом с послойным уплотнением.

Засыпка амбара производится после откачки, уборки нефти/нефтепродукта из амбара и удаления загрязненного нефтью/нефтепродуктом грунта. Указанные работы должны производиться по отдельным нарядам-допускам с обязательным анализом газовоздушной среды в местах проведения работ с применением автотракторной техники и других агрегатов и механизмов. Выхлопные трубы автотракторной техники должны быть оборудованы искрогасителями.

Засыпка амбара проводится минеральным грунтом из обвалования.

Запрещается использование плодородного слоя почвы для устройства обвалований амбара и засыпки амбара.

На участок, подлежащий рекультивации, по окончании ремонтных работ следует нанести и спланировать плодородный слой грунта.

После засыпки котлована и рекультивации земли отведенная площадь предъявляется землепользователю. Приемка-передача рекультивированных земель осуществляется в месячный срок после завершения работ по рекультивации земель. Акт приемки-сдачи рекультивированных земель подписывается не позднее срока, указанного в документах по отводу земли.

Работы по рекультивации земель, поврежденных и загрязненных в результате вьшолнения АВР, и передача рекультивированных земель землепользователям должны проводиться согласно требованиям РД-13.020.40-КТН-208-14.

При проведении земляных работ запрещается:

- проводить работы без оформления разрешительных документов в соответствии с требованиями нормативных документов, указанных в РД-23.040.00-КТН-037-14;

- начинать и проводить работы без наличия устойчивой двухсторонней связи с оператором МДП НПС, диспетчером РДП РНУ;

- начинать и проводить земляные работы в отсутствие лица, ответственного за проведение работ;

- начинать и проводить работы в отсутствие на месте производства работ лица, ответственного за контроль при производстве работ, в соответствии с требованиями ОР-13.100.00-КТН-030-12;

- проводить работы в котловане без страхующих лиц, находящихся на бровке котлована;

- находиться людям ближе 5 м от зоны максимального движения ковша работающего экскаватора;

- проводить работы при отсутствии ограждений и знаков безопасности, в ночное время - световых сигналов в местах перехода людей и проезда транспортных средств;

- проезд техники по бровке котлована, траншеи;

- выдвигать нож отвала бульдозера за бровку откоса;

- приближаться гусеницами бульдозера к бровке свежей насыпи ближе 1 м;

- применять ударный инструмент (кирки, ломы, пневмоинструмент) при обнаружении в местах разработки котлована, траншеи электрокабелей, газопроводов, МТ;

- удерживать клинья руками при разработке мерзлого грунта кувалдами;

- находиться людям в котловане, траншее при появлении продольных трещин в стенках;

- сооружать из песка обвалование или стенки при подготовке специальных земляных амбаров для задержания или временного хранения нефти/нефтепродукта.

5.3.3 Врезка вантузов в трубопровод

5.3.3.1 Общие сведения

Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти/нефтепродукта в трубопровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска ГВС при заполнении трубопровода.

Места установки вантузов зависят от их назначения.

Порядок установки, регистрации и ликвидации вантузов на линейной части МТ установлен в ОР-23.040.00-КТН-225-12.

Вантузы для откачки нефти/нефтепродукта из ремонтируемого участка трубопровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) катушке или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения трубопровода. Вантузы на вырезаемой катушке монтируются в соответствии со схемой, привеженной на рисунке 5.13, и с соблюдением размеров, указанных в таблице 5.5.

Допускается врезка вантуза в вырезаемую катушку в нижнюю образующую трубы. Все смонтированные вантузы на «катушке» для откачки нефти/нефтепродукта должны быть вырезаны вместе с катушкой.

Таблица 5.5 – Конструктивные размеры

1 – вантузная задвижка

2 – патрубок

3 – усиливающая накладка

4 – трубопровод

5 – продольный сварной шов

6 – поперечный сварной шов

7 – фланец

А – расстояние между вантузами

b – ширина усиливающей накладки

d – диаметр вантуза (патрубка)

D – диаметр трубопровода

h – звысота патрубка вантуза (определяется техническими параметрами приспособления применяемого для вырезки отверстия в трубопроводе и приспособления типа «Пакер» для последующей ликвидации вантуза)

С – минимальное расстояние между усиливающими накладками

Рисунок 5.13 – Схема монтажа вантузов на трубопроводе на вырезаемой (удаляемой) катушке

Постоянные вантузы должны устанавливаться с применением муфтовых, разрезных, разрезных штампосварных тройников или неразрезных вантузных тройников. Постоянные

вантузы с момента установки на трубопровод должны подвергаться наружному диагностированию методами НК. Проведение технической диагностики установленных вантузов (всех типов разрезных тройников с патрубками) следует выполнять в сроки, установленные в РД-19.100.00-КТН-266-14

Количество и диаметр врезаемых для откачки нефти/нефтепродукта вантузов зависят от объема откачиваемой нефти/нефтепродукта из ремонтируемого участка трубопровода, диаметра опорожняемого участка, профиля трассы, количества и производительности насосных агрегатов.

Определение мест впуска воздуха, количества и диаметра вантузов и технологических отверстий для впуска воздуха производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-155-14.

Определение мест выпуска ГВС, количества и диаметра вантузов для выпуска ГВС производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-156-14.

Для установки на трубопровод должны применяться конструкции вантузов в соответствии с ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

Требования к конструкции вантузов рассмотренны в части 2 настоящего документа (подраздел 4.2).

В качестве уплотнительной прокладки для фланцевого соединения вантуза (фланцевых соединений, заглушек) должны применяться армированные прокладки из терморасширенного графита или прокладки из паронита, работоспособные во всем интервале рабочих температур и давлений в заданных рабочих средах.

Усиливающая накладка вантузного патрубка при его установке для откачки нефти/нефтепродукта на вырезаемой (удаляемой) катушке изготавливается из трубы, соответствующей диаметру и материалу трубы трубопровода. Усиливающая накладка должна иметь ширину 0,4 диаметра патрубка, но не менее 100 мм, толщину, соответствующую толщине стенки трубопровода, и иметь технологическое отверстие диаметром от 4 до 6 мм на расстоянии 50 мм от внешнего края по радиальной оси. Диаметр внутреннего отверстия в усиливающей накладке должен превышать наружный диаметр патрубка на 2 – 4 мм.

Не допускается применение разрезных усиливающих накладок. Не допускается изготовление усиливающих накладок из термоупрочненных сталей и дисперсионно-твердеющих сталей.

Подгонка усиливающей накладки к трубе производится на шаблоне. Внешние дефекты на поверхности усиливающей накладки (трещины, выбоины и т.п.) не допускаются.

В качестве вантузной запорной арматуры следует применять задвижки стальные клиновые полнопроходные, задвижки стальные шиберные, краны шаровые стальные (далее -вантузные задвижки), вид климатического исполнения У1 или ХЛ1 по ГОСТ 15150 с ручным управлением или электроприводом, с номинальным давлением не менее PN 6,3 МПа.

Для трубопроводов с рабочим давлением свыше 6,3 МПа следует применять вантузные задвижки с номинальным диаметром DN 200, номинальным давлением PN 16 МПа и с фланцами, выполненными по ГОСТ 12815,

Гидравлическое испытание вантузов должно производиться на специальных испытательных стендах в условиях ЦБПО (БПО, ЦРС) по инструкции, утверждаемой главным инженером ЦБПО (РНУ).

Величина рабочего давления на тройниковую муфту и патрубок ответвления гарантируется предприятием-изготовителем и указывается в паспорте на разрезной тройник.

Гидравлическое испытание вантузной задвижки производится водой (при отрицательных температурах незамерзающей жидкостью). Испытание на прочность производится давлением Р_исп, равным 1,5PN, на герметичность - давлением Р_ИСп, равным PN. Время испытания на прочность должно составлять 24 ч, на герметичность – 12 ч.

Конструкция считается выдержавшей испытания при отсутствии деформаций корпуса задвижки и патрубка, отсутствии на них утечек и отпотин.

Гидравлическое испытание на герметичность затвора вантузной задвижки проводится водой (при отрицательных температурах незамерзающей жидкостью) давлением Р_ИСП1 равньм 1,1 PN со стороны приваренного патрубка при закрытом затворе и демонтированной заглушке с другой стороны задвижки. Время испытания затвора задвижки на герметичность – 0,5 ч. Герметичность затвора запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ Р 54808.

Результаты испытаний оформляются актом комиссии назначенной приказом по ЦБПО (БПО, ЦРС) и утверждаемым главным инженером ЦБПО (РНУ).

Маркировка вантуза. На патрубке несмываемой краской наносится маркировка со следующими данными:

- ОСТ (изготовитель);

- номер;

- величина рабочего давления, МПа;

- диаметр вантуза, мм.

На каждый изготовленный вантуз должен быть оформлен паспорт.

5.3.3.2 Требования к монтажу и приварке вантуза к трубопроводу

Производство работ по врезке вантузов должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР. При разработке ППР и определении места врезки должен быть проанализирован отчёт по последнему ВТД для оценки дефектности трубы трубопровода на предполагаемом участке врезки. На участке врезки вантуза в трубопровод должны отсутствовать недопустимые дефекты.

Все операции по монтажу и приварке вантуза к трубопроводу должны проводиться в присутствии представителя технического надзора.

Место врезки должно удовлетворять следующим требованиям;

- расстояние от кольцевого стыкового шва основной трубы до кольцевого углового шва узла врезки разрезного тройника должно быть не менее 500 мм;

- для вантуза, устанавливаемого на вырезаемой (удаляемой) катушке, расстояние между внешним сварным швом усиливающей накладки и поперечным сварным швом на трубопроводе должно быть не менее 100 мм. Расстояние между внешним сварным швом усиливающей накладки и продольным либо спиральным швом на трубе должно быть не менее 100 мм;

- расстояние от запорной арматуры должно быть не менее 3,0 м.

Перед установкой вантуза необходимо удалить изоляционное покрытие на расстоянии до 100 мм от внешних сварных швов разрезного тройника (усиливающей накладки), поверхность трубы трубопровода очистить от грязи, ржавчины и окалины. Освобожденный от изоляции участок трубы должен быть подвергнут обработке до металлического блеска, Очистка металлической поверхности трубы осуществляется механическим способом (шлифмашинка с металлической щеткой) или вручную с помощью металлических щеток.

Поверхность разрезного тройника, усиливающей накладки, патрубка с наружной и внутренней сторон должны быть очищены при помощи шлифмашинки с металлической щеткой от защитного покрытия (грунта), ржавчины и грязи на ширину не менее 20 мм от свариваемой кромки.

Усиление заводского шва на участке установки разрезного тройника плюс 50 мм в каждую сторону от него удаляют с помощью шлифовальных машинок. Остаточная высота усиления должна находиться в пределах от 0,5 до 1,0 мм, применяемый инструмент не должен оставлять на поверхности трубы рисок глубиной более 0,2 мм.

Очищенную поверхность участка трубопровода под врезку подвергают обследованию в следующей последовательности: ВИК, УЗК, ПВК.

Длина контролируемого участка определяется из расчета длины разрезного тройника плюс не менее 100 мм в обе стороны от него. Контроль стенки трубы в месте приварки патрубка и усиливающей накладки (для вантуза, устанавливаемого на вырезаемой (удаляемой) катушке) должен проводиться на ширине не менее 50 мм по обе стороны от линии сварки.

В случае наличия в контролируемой зоне любых дефектов приварка к трубе не допускается.

Сборку полумуфт разрезных тройников на трубе следует производить с помощью специализированных сборочных приспособлений и наружных центраторов типа ЦЗ, ЦЗН, ЦГН или аналогичных им.

Привариваемый торец патрубка, устанавливаемый на вырезаемой (удаляемой) катушке, подгоняется с применением шаблонов для различных диаметров труб и патрубков. Торец патрубка должен быть обработан для обеспечения зазоров под сварку с учетом фактической овальности наружной стенки трубы в месте приварки.

Контроль перпендикулярности патрубка и основной трубы производят с помощью металлического угольника или маятникового угломера.

Для обеспечения и соблюдения мер безопасности приварка патрубка вантуза к трубопроводу должна вьшолняться при давлении в трубопроводе не выше 2,5 МПа и наличии не менее 0,1 МПа избыточного давления.

При приварке разрезных тройников и патрубков к трубопроводу рабочее давление в трубопроводе дожно быть расчитано и отражено в ППР.

При проведении работ по врезке вантузов должен быть организован контроль воздушной среды в рабочей зоне.

5.3.3.3 Контроль сварных соединений

Неразрушающий контроль качества сварных соединений осуществляется в объеме и порядке, указанном в проектной документации. При отсутствии указаний в проектной документации контроль проводится в соответствии с действующей нормативной документацией ПАО «Транснефть».

При визуальном контроле оценивается качество формирования сварных швов, отсутствие наплывов, выходящих на поверхность дефектов, незаваренных кратеров и видимых подрезов.

Сварные соединения, которые по результатам визуального контроля не соответствуют требованиям проектной и нормативной документации, не подлежат дальнейшему контролю до устранения выявленных дефектов.

Все отремонтированные участки сварных соединений подлежат повторному контролю качества в объеме 100 %.

5.3.3.4 Вырезка отверстия

Приспособления для вырезки отверстий должны быть рассчитаны на рабочее давление не ниже 6,3 МПа,16МПа иметь инструкцию по эксплуатации, утвержденную главным инженером ОСТ, паспорт завода-изготовителя и разрешение Ростехнадзора на применение. Их описание дано в специальной главе.

Приспособление должно иметь устройство, предотвращающее падение в полость трубопровода вырезанной части.

Для работы по вырезке отверстий в трубопроводе с приспособлением, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний,

Вырезка отверстий в трубопроводе производится при давлении в трубопроводе, соответствующем паспортным характеристикам приспособлений.

После вырезки отверстия вывести шток приспособления из полости трубопровода за запорный орган задвижки, задвижку закрыть, сбросить давление из корпуса устройства и демонтировать его, после чего установить на вантузную задвижку ответный фланец с эллиптической заглушкой. Установленная заглушка демонтируется при обвязке насосного агрегата или монтаже воздухоспускного трубопровода.

5.3.3.5 Обустройство вантузов

Исполнитель работ (ЛАЭС, ЦРС) после окончания ремонтных работ, но до начала перекачки нефти/нефтепродукта по трубопроводу, должен закрыть неиспользуемые в дальнейших операциях вантузные задвижки, а на фланцы установить фланцевые заглушки.

При герметизации вантуза с помощью герметизирующей пробки должны быть выполнены следующие операции: