Ремонт трубопровода методом вырезки 5 страница

- при соблюдении требований нормативной документации по смещению кромок и разнотолщинности свариваемых элементов, на торец ремонтируемого трубопровода установить, зафиксировать и приварить одну сторону гнутого отвода (перехода, тройника);

- при разнице в толщине стенки ремонтируемого трубопровода и соединительной детали, превышающей требования нормативной документации, к соединительной детали с обеих сторон приварить вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых после монтажа должна быть не менее 250 мм.

Сборка окатушенной соединительной детали с ремонтируемым трубопроводом (устранение технологического разрыва) производится с выполнением захлёста или установкой катушки.

Не допускается сварка поперечных сварных стыков на соединениях типа труба с трубой (при врезке катушки и сварки стыков захлёста), труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между продольными сварными швами, примыкающими к поперечному стыку, составляет менее 100 мм.

Допускается расстояние менее 100 мм между примыкающими продольными сварными швами на поперечном сварном стыке на соединениях типа соединительная деталь с соединительной деталью при разрешении представителя службы технического надзора с записью в исполнительной документации.

Минимальное расстояние от поперечных сварных швов ремонтируемого трубопровода до сварных швов привариваемой катушки должно быть не менее наружного диаметра трубопровода, исключение – вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых должна быть не менее 250 мм.

Перед сваркой кромки деталей и ремонтируемого трубопровода зачищаются до чистого металла на ширину не менее 15 мм с внутренней и наружной стороны.

Сборку элементов, отличающихся по толщине на 2 мм и менее, проводят без дополнительной обработки свариваемых торцов.

При сборке сварных стыков запрещается:

- нагрев стенки трубы для последующей правки концов труб или исправления вмятин;

- правка концов труб ударным способом.

Сборка и сварка стыков захлестов должны выполняться по операционно-технологическим картам.

В зависимости от условий выполнения работ сварка стыков захлестов при ликвидации технологических разрывов может производиться по трем схемам:

схема 1 – концы трубопровода свободны (не засыпаны грунтом), находятся в траншее и имеют свободу перемещения, как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях;

схема 2 – конец одного из стыкуемых участков трубопровода свободно перемещается в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а другой защемлен (подходит к узлу запорной арматуры и т.п.);

схема 3 – оба конца соединяемых участков трубопровода защемлены, но оси соединяемых участков находятся в пределах, соответствующих условиям сборки.

В соответствии со схемой 1 соединение участков трубопровода может осуществляться сваркой одного кольцевого стыка захлеста или вваркой катушки с выполнением двух кольцевых стыков. В соответствии со схемами 2 и 3 ликвидацию технологического разрыва производят исключительно путем вварки катушки с выполнением двух кольцевых стыков (или трех стыков – для варианта составной катушки).

При выполнении захлеста концы перемещаемых участков трубопровода вскрываются из расчета необходимости перемещения конца трубопровода на расстояние (высоту), равное диаметру трубопровода плюс 0,3 м от места выполнения захлёсточного стыка (РД-23.040.00-КТН-073-15 таблица А.2 приложения А). Стык захлеста должен располагаться на расстоянии не менее одного диаметра от соседнего кольцевого шва, исключение – вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых должна быть не менее 250 мм.

При выполнении стыковки захлеста запрещается:

- стыковка труб с различной толщиной стенки;

- натяжка любого конца трубы для обеспечения необходимого зазора в сварном стыке;

- перемещение подвижного конца трубопровода с радиусом меньше радиуса упругого изгиба трубопровода.

Ликвидация технологического разрыва по схеме 2 выполняется в следующей последовательности:

- от свободного конца трубопровода отрезается участок с отводами и кривыми, рез производить на прямолинейном участке трубопровода на расстояние не менее 10D от поперечного сварного шва последней вваренной кривой (отвода);

- укладка отрезанного участка на проектные отметки, монтаж и сварка к защемленному концу (задвижка, камера СОД и т.д.);

- вварка катушки или захлест на прямолинейном участке.

5.3.8.3 Подготовка и проведение сварки

Производство работ по сварке должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Подготовка к сварке и сварка катушек должны выполняться согласно технологических карт, входящих в состав ППР и разработанных в соответствии с требованиями нормативно-технических и руководящих документов.

Для защиты заводской изоляции на месте производства сварочных работ должна применяться кошма шириной не менее 350 мм и длиной на 100 мм больше длины окружности ремонтируемого трубопровода в количестве планируемых резов трубопровода.

Сварку стыков захлеста следует выполнять без перерывов (не допускается оставлять недоконченными сварные соединения захлеста).

После окончания сварки стык следует накрыть теплоизолирующим поясом до полного остывания.

Запрещается подогрев стенки трубы и элементов трубопровода при производстве захлестов, вварке катушек, независимо от величины температуры нагрева и видов применяемых подогревателей (за исключением сварочных работ, вьшолняемых в соответствии с технологическими картами, разработанными в установленном порядке).

При несоответствии качества поперечного сварного стыка катушки, захлеста, требованиям руководящего документа, стык подлежит ремонту или вырезке. Повторный ремонт поперечного стыка не допускается, стык подлежит вырезке.

Технологический разрыв в этом случае устраняется методом установки катушки.

5.3.8.4 Контроль качества сварных соединений

Производство работ по контролю качества сварных соединений должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР:

- операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки трубопроводов;

- ВИК и обмером сварных соединений;

- проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля (РК, УЗК).

Операционный контроль должен выполняться ответственным лицом за проведение сварочных работ на трубопроводе, аттестованным в качестве специалиста сварочного производства не ниже II уровня и имеющего аттестацию по ВИК не ниже II уровня.

При операционном контроле при сборке под сварку катушки и присоединяемых трубопроводов проверяются:

- соответствие разделки кромок требованиям нормативной документации и операционных технологических карт;

- качество зачистки кромок и прилегающих к ним наружной и внутренней поверхностей;

- соблюдение допустимой разнотолщинности свариваемых элементов (труб, труб с деталями трубопроводов и труб с арматурой);

- величина смещения стыкуемых кромок;

- величина технологических зазоров в стыках;

- величину смещения продольных швов на поперечных стыках катушки или захлеста;

- соответствие температуры предварительного подогрева свариваемых кромок установленным требованиям по следующим критериям: температура окружающего воздуха, эквивалент углерода стали, толщина стенки трубы;

- длина и количество прихваток, отсутствие трещин в прихватках;

- величина смещения продольных заводских швов ремонтируемого трубопровода и катушки.

При операционном контроле при выполнении сварки проверяются:

- применяемые сварочные материалы и режимы сварки;

- расстановка сварщиков по стыку и поочередность сварки каждого слоя по квадрантам периметра;

- качество формирования швов;

- качество зачистки сварочных слоев от шлака и брызг;

- межслойная температура;

- скорость ветра;

- наличие инвентарного укрытия места проведения сварочных работ при осадках и ветре.

При операционном контроле все сварные соединения подвергаются ВИК. При осмотре сварного соединения проверяется:

- наличие клейм сварщиков;

- отсутствие трещин, недопустимых подрезов, наплывов, наружных дефектов;

- соответствие геометрических размеров и формы сварного стыка нормативно-техническим требованиям;

- отсутствие следов зажигания дуги на теле трубы;

- смещение кромок труб после сварки;

- отсутствие брызг металла в околошовной зоне.

Все монтажные сварные соединения, выполненные дуговой сваркой в условиях центральной базы производственного обслуживания (при изготовлении деталей конструктивных элементов) или на трассе трубопровода, подлежат контролю физическими методами ВИК, РК, УЗК, ПВК в объеме 100 %.

Угловые сварные швы, выполненные при ремонтных работах, подлежат контролю методом УЗК и цветной дефектоскопией в объеме 100 %.

При проведении цветной дефектоскопии угловых сварных швов контролируется околошовная зона шириной 50 мм.

Швы обварки «чопиков» подлежат ВИК, УЗК и методом цветной дефектоскопии УЗК, ПВК в объеме 100 %.

Сварные соединения считаются годными, если их качество удовлетворяет требованиям технологических карт и нормативных документов.

Результаты контроля сварочных швов оформляются выдачей заключения на месте производства работ.

Дефекты сварных стыков, выявленные методами НК и не удовлетворяющие требованиям нормативных документов, на ремонтируемых трубопроводах, не заполненных нефтью/нефтепродуктом, должны быть удалены в следующем порядке:

- не подлежащие ремонту сварные стыки вырезаются с применением труборезных
машин или с применением энергии взрыва. После вырезки сварного стыка с недопустимыми дефектами следует провести УЗК участка, прилегающего к торцу шириной не менее 40 мм, по всему периметру трубы для выявления возможных расслоений;

- подлежащие ремонту дефекты на участках сварного стыка, которые исправляются с применением огневых работ (вышлифовка, подварка, резка) ремонтируются с соблюдением требуемых мер безопасности. Ремонт стыков установкой муфт не допускается.

До начала работ по устранению дефектов в сварном стыке необходимо обеспечить контроль ГВС через просверленные контрольные отверстия диаметром 12 мм. Максимальная концентрация паров нефти/нефтепродукта в катушке, при которой допускается ведение огневых работ по ремонту дефекта должна составлять не более 2100 мг/м³. В области рабочей зоны концентрация паров нефти/нефтепродукта не должна превышать 300 мг/м . При увеличении указанных значений огневые работы не допускаются и должны быть немедленно прекращены. В этом случае устранение брака производится вырезкой дефектного стыка безогневым методом с заменой катушки. В течение 1 часа с момента установления факта невозможности ремонта бракованного стыка без его вырезки, в ПАО «Транснефть» направляется измененный технологический план-график на заявленную остановку трубопровода с объяснением причин отклонения и указанием сроков планируемой задержки и окончания работ.

После вырезки катушки с дефектным стыком, ранее установленный тампон или герметизатор должен быть извлечен, проведено проветривание и дегазация котлована. установлены новые герметизаторы или набиты новые тампоны.

Отбор проб при ремонте стыка без вырезки катушки осуществляется перед началом работ и через каждые 30 минут во время производства ремонта,

Ремонт дефектов типа: шлаковые включения, поры, непровары, несплавления, подрезы, осуществляется в соответствии с требованиями нормативной документации.

Ремонт трещин не допускается.

Ремонтные работы на стыке от начала до конца должны осуществляться без перерывов, одним сварщиком. Ремонт дефектного участка разными сварщиками запрещается.

Все исправленные участки сварных стыков должны быть вновь подвергнуты визуальному осмотру и НК, регламентированному для данного вида работ. Повторный ремонт стыков и установка муфт не допускается.

При положительном заключении о проведенном ремонте сварного стыка, оформленном в соответствии с нормативной документацией, контрольные отверстия для отбора проб ГВС завариваются.

5.3.9 Изоляция врезанной катушки

Изоляцию места ремонта трубопровода следует производить после получения заключения о качестве сварки, оформления разрешения на изоляцию, но не менее чем через 12 часов после заполнения трубопровода.

Производство работ по изоляции катушки, соединительной детали, запорной арматуры и эллиптической заглушки должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Нанесение покрытия должно осуществляться в соответствии с технологической картой производителя (поставщика) материалов, разработанной с учетом требований нормативно-технической документации (ВСН 008-88, инструкции и др.).

В качестве наружных защитных покрытий катушек на участках трубопровода, построенного из труб с заводским полиэтиленовым покрытием, должны применяться покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент (конструкция № 14 по ГОСТ Р 51164).

Для изоляции «катушек» на участках трубопровода с битумно-мастичным или ленточным покрытиями должны применяться покрытия на основе рулонных битумно-полимерных материалов или комбинированные битумно-полимерные покрытия (конструкции № 13, № 18 по ГОСТ Р 51164).

Изоляционные материалы и покрытия, применяемые для противокоррозионной защиты катушек в местах ремонта трубопроводов, должны обеспечивать вьшолнение требований ГОСТ Р 51164.

Нанесение защитного покрытия на врезанную катушку должно осуществляться в следующей последовательности:

- очистка изолируемой поверхности до требуемой степени очистки и шероховатости;

- предварительный нагрев;

- нанесение грунтовки на подготовленную поверхность;

- нанесение изоляционного покрытия механизированным или ручным способом, обеспечивающим проектную толщину покрытия и его сплошность;

- контроль качества нанесенного покрытия.

Очистка отремонтированного участка трубопровода под нанесение изоляционного покрытия должна вьшолняться абразиво-струйным, механическим способом или вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками).

Изолируемая поверхность должна быть очищена от старого изоляционного покрытия, остатков грунта, продуктов коррозии, задиров, брызг металла, шлака и пыли.

Степень очистки поверхности должна соответствовать требованиям поставщиков материалов и типу выбранного покрытия.

При нанесении на места врезок «катушек» рулонных битумно-полимерных материалов или комбинированных битумно-полимерных покрытий очистка поверхности производится до степени очистки 4 по ГОСТ 9.402.

Изолируемая поверхность катушки при нанесении покрытия должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается.

Изоляционные работы должны проводиться при температурах, указанных производителем (поставщиком) материала, указанных в нормативно-технической документации по нанесению защитного покрытия.

Контроль качества защитного покрытия оценивается по показателям:

- внешний вид;

- диэлектрическая сплошность;

- толщина;

- адгезия покрытия к стали и к прилегающему покрытию МТ (выборочно). По показателям свойств покрытие на отремонтированном участке должно соответствовать требованиям существующей нормативной документации на данный тип покрытия.

Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты трубопроводов, должны иметь сертификаты и соответствовать действующим нормативным документам.

При выполнении изоляционных работ постоянно должен проводиться контроль качества применяемых материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества нанесенного покрытия.

При изоляции врезанной катушки, мест захлёста должен вестись журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции трубопровода.

Для восстановления заводского покрытия труб на участках приварки вантузов следует использовать мастичные или термоплавкие заполнители и ремонтные заплаты из термоусаживающихся полимерных лент.

После очистки и предварительного нагрева на восстанавливаемый участок первоначально наносится мастичный или термоплавкий заполнитель.

Подготовка к нанесению заполнителя сводится к вырезанию из рулонного материала острым ножом или ножницами заплаты заполнителя, размерами и формой совпадающими с размерами и формой дефектного участка. При необходимости (в случае использования мастичного заполнителя) с заплаты снимается разделительная бумага. Заполнитель прогревается пламенем газовой горелки или промышленным феном до начала размягчения и плавления. Нагретая с одной стороны заплата устанавливается на ремонтируемый участок, плотно приминается рукой к поверхности трубопровода, после чего производится нагрев заплаты горелкой до вязкотекучего состояния. Образовавшийся расплав уплотняется и разравнивается по зоне ремонта фторопластовым или подогретым металлическим шпателем.

Мастичный или термоплавкий заполнитель должен плотно прилегать к поверхности трубы, равномерным слоем заполняя всю зону катушки, зону приварки вантуза. Толщина заполнителя должна быть равна толщине прилегающего заводского покрытия.

При использовании рулонных заполнителей толщиной меньшей, чем толщина заводского покрытия, допускается последовательное нанесение на ремонтируемый участок двух или трех слоев заполнителя.

После нанесения на восстанавливаемый участок заполнителя осуществляется его дополнительная защита ремонтируемого участка заплатой из термоусаживающейся ленты. С этой целью от рулона ленты вырезается защитная заплата таким образом, чтобы ее нахлёст на неповрежденное заводское покрытие составлял не менее 50 мм. Углы заплаты по периметру обрезаются ножом или ножницами.

Перед нанесением заплаты заводское покрытие в зоне ремонта прогревается пламенем газовой горелки до температуры от 60 °С до 80 °С. Одновременно нагревается горелкой и внутренняя сторона заплаты (со стороны адгезионного подслоя ленты) до начала размягчения и плавления подслоя. Заплата с размягченным адгезионным подслоем устанавливается на ремонтируемый участок с нахлёстом на заводское покрытие, разглаживается вручную, а затем прикатывается к поверхности трубопровода фторопластовым или металлическим роликом.

С помощью газовой горелки или промышленного фена производится равномерный нагрев заплаты до появления из-под заплаты расплава адгезива. После этого заплата повторно прикатывается к поверхности трубы роликом, разглаживается вручную до полного удаления из-под нее воздушных пузырей. При перегреве и сквозном прожоге термоусаживающейся ленты заплата удаляется, а на ее место ставится новая заплата.

Для установки заплат (после нанесения пластичных заполнителей) рекомендуется применять специальные ремонтные термоусаживающиеся ленты, обладающие минимальной степенью усадки и высокой адгезией к заводскому полиэтиленовому покрытию труб

После завершения работ восстановленный участок покрытия не должен иметь гофр, складок, прожогов, мест отслоения заплаты от поверхности трубопровода. Толщина покрытия на восстановленном участке должна быть не меньше, чем толщина заводского покрытия. При проверке отремонтированного покрытия искровым дефектоскопом диэлектрическая сплошность покрытия должна быть не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия. Проверка диэлектрической сплошности покрытия с применением искрового дефектоскопа осуществляется группой по ремонту вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ.

5.3.10 Заполнение трубопровода нефтью/нефтепродуктом после окончания ремонтных работ и пуск трубопровода

5.3.10.1 Подготовка трубопровода к пуску, заполнение трубопровода

Работы по заполнению участков трубопровода должны проводиться в соответствии с ППР.

Выбор технологии заполнения трубопровода нефтью/нефтепродуктом должен осуществляться с учетом сохранения качества нефти.

Заполнение трубопровода нефтью должно осуществляться в соответствии с РД-75.180.00-КТН-227-16 по следующим схемам:

а) технология заполнения МТ (участка МТ) подачей нефти/нефтепродукта насосными агрегатами НПС;

б) технология заполнения МТ (участка МТ) подачей нефти/нефтепродукта из параллельного трубопровода через существующие перемычки между МТ;

в) технология заполнения участка МТ подачей нефти/нефтепродукта ПНУ из мобильных ёмкостей;

г) технология заполнения участка МТ сбросом нефти/нефтепродукта самотеком из резервуаров НПС.

Заполнение участка МТ сбросом нефти/нефтепродукта самотеком из резервуаров НПС проводится при условии, что геодезическая отметка резервуара выше геодезических отметок профиля заполняемого участка МТ.

д) Технология заполнения участка МТ подачей нефти/нефтепродукта комбинированным способом

Заполнение участка МТ подачей нефти/нефтепродукта комбинированным способом: головной участок – сбросом нефти/нефтепродукта самотеком из резервуаров НПС, насосными агрегатами НПС, следующие участки – из параллельного трубопровода, ПНУ из мобильных емкостей – одновременно с подачей нефти/нефтепродукта насосными агрегатами НПС.

При заполнении МТ в ППР должны быть разработаны мероприятия, предотвращающие попадание ГВС в технологические трубопроводы и резервуары НПС.

Расчет времени заполнения трубопровода должен быть выполнен согласно РД-75.180.00-КТН-155-14. Вьпуск ГВС должен осуществляться в соответствии с требованиями настоящего документа и РД-75.180.00-КТН-247-08.

После завершения сварочно-монтажных работ и получения положительных результатов дефектоскопического контроля сварных швов по команде ответственного за безопасное производство работ должны выполняться следующие работы:

- вьшуск воздуха из герметизоторов ГРК, ПЗУ;

- заварка и дефектоскопический контроль технологических и контрольных отверстий;

- установка эллиптических заглушек на вантузные задвижки;

- восстановление схемы электроснабжения (ликвидация видимых разрывов), подача напряжения на пусковую аппаратуру управления линейных задвижек;

- установка на вантузы для выпуска ГВС патрубков с горизонтальными отводами.

После получения положительных результатов дефектоскопического контроля сварных швов, заваренных технологических и контрольных отверстий лицо, ответственное за организацию и безопасное производство работ сообщает телефонограммой диспетчеру управляющего РДП РНУ (ТДП ОСТ) об окончании работ и готовности трубопровода к возобновлению перекачки.

По распоряжению диспетчера ТДП ОСТ после согласования с ПАО «Транснефть» выполняются подготовительные операции к пуску трубопровода, включающие:

- приоткрытие линейных задвижек вручную;

- открытие линейных задвижек в режиме телеуправления или местном управлении
при отсутствии линейной телемеханики;

- открытие вантузов для выпуска ГВС;

- выполнение оперативным персоналом технологических переключений по подготовке к запуску насосной станции и КПП СОД для приема герметизаторов или фрагментов глиняных тампонов в соответствии с ППР;

- открытие задвижек при заполнении МТ производить согласно РД-75.180.00-КТН-156-14.

При заполнении нефтью/нефтепродуктом участка трубопровода после ремонта в условиях отрицательных температур контроль перепада давления на смерзшихся глиняных тампонов является обязательным.

Перепад давления на глиняных тампонах до их срыва не должен превышать 0,3 МПа.

Если давление в трубопроводе недостаточное для страгивания глиняного тампона, работы по заполнению трубопровода нефтью/нефтепродуктом необходимо приостановить и прогреть вскрытый участок трубопровода в месте расположения глиняного тампона с помощью передвижной паровой установки.

Срыв глиняных тампонов контролируется по выходу воздуха из вантузов за глиняным тампоном, по изменению давлений на участке, а также прослушиванием.

Если профиль трассы не позволяет определять изменение давления перед глиняным тампоном с помощью существующих датчиков давления, следует предусматривать временное подключение необходимого количества манометров на период заполнения участка.

При отрицательном результате прогрева катушка с глиняным тампоном вырезается.

В процессе заполнения нефтью/нефтепродуктом опорожненного участка трубопровода должен обеспечиваться постоянный контроль за: показаниями контрольно-измерительных приборов; приборов учета нефти/нефтепродукта; нагрузкой электродвигателей насосов; выпуском ГВС; прохождением герметизаторами контрольных точек,

5.3.10.2 Порядок выпуска газовоздушной смеси при заполнении трубопровода

На производство работ по заполнению трубопровода должен быть оформлен наряд-допуск.

Диаметр и количество вантузов для выпуска ГВС, расположение их на трубопроводе должны обеспечивать выпуск ГВС в объемах, равных объему заполнения трубопровода и должны соответствовать РД-75.180.00-КТН-156-14.

Выпуск ГВС из вантузов должен осуществляться открытием вантузных задвижек в последовательности, определенной ППР. Перед выпуском ГВС на вантуз устанавливается отводящий патрубок.

По завершению заполнения трубопровода нефтью/нефтепродуктом ответственный за роведение работ должен доложить об окончании выпуска ГВС и закрытии задвижки управляющему диспетчеру и ответственному за организацию и безопасное производство работ. Организовать работы по демонтажу отвода для выпуска ГВС, установке заглушки на задвижку, а при необходимости - уборке замазученности.

Выпуск ГВС через приспособление (согласно РД-23.04.00-КТН-073-15, приложение В) из внутренней полости при выполнении операции по заполнению трубопровода производить при 100 % открытии шарового крана и секущей вантузной задвижки до появления нефти/нефтепродукта в безнапорной емкости.

Запрещается нахождение людей внутри колодца вантуза при проведении работ по выпуску ГВС из внутренней полости трубопровода.

После окончания работ по выпуску ГВС (появление нефти/нефтепродукта в безнапорной емкости) через приспособление (согласно приложению В) необходимо закрыть шаровый кран, затем секущую вантузную задвижку, сбросить избыточное давление через шаровый кран в емкость. Закрыть шаровый кран и убедиться в герметичности секущей вантузной задвижки по отсутствию изменения показаний мановаккуметра в течение 10 минут. Доложить ответственному за организацию и безопасное производство работ, управляющему диспетчеру о закрытии вантуза, открыть шаровый кран и провести откачку нефти/нефтепродукта из приспособления с помощью автомобиля канализационно-насосного, с подачей воздуха через сливное отверстие на фланце. Провести демонтаж приспособления, работы по демонтажу и откачки нефти/нефтепродукта проводить с применением средств индивидуальной защиты органов дыхания изолирующего типа, страховочного пояса, при наличии не менее двух страхующих. Установить сферическую заглушку на вантуз сразу после демонтажа конструкции. Доложить ответственному за организацию и безопасное производство работ о завершении работ по выпуску ГВС на данном вантузе.

5.3.10.3 Вывод трубопровода на заданный режим. Контроль герметичности отремонтированного участка

Во время пуска трубопровода должны быть обеспечены:

- контроль за прохождением герметизаторов по трубопроводу до прихода в КПП СОД;

- пропуск потока нефти/нефтепродукта в момент подхода остатков глиняных тампонов, минуя промежуточные НПС в отдельный резервуар, минуя средства учета, контроля и регулирования перекачки нефти/нефтепродукта;

- контроль за технологическими параметрами;

- очистка трубопровода (участка трубопровода) пропуском очистных устройств для более полного удаления из трубопровода остатков глиняных тампонов;

- выполнение мероприятий по исправлению качества нефти/нефтепродукта, ухудшающегося из-за пропуска очистного устройства или герметизатора, с учетом ОР-75.180.00-КТН-018-10.

Во время повышения давления в трубопроводе необходимо вести наблюдение за герметичностью отремонтированного участка с расстояния не менее 50 м, не допускать движения транспорта и присутствия людей вблизи отремонтированного участка.

После вывода трубопровода на рабочий режим отремонтированный участок трубопровода в течение не менее 12 ч визуально контролируется на герметичность (отсутствие отпотин и утечек).

При герметичности отремонтированного участка представитель технического надзора дает разрешение на изоляцию и засыпку отремонтированного участка трубопровода.