1.7 Испытание нефтепроводов

1.7.1 После очистки полости нефтепровода и профилеметрии должны быть проведены гидравлические испытания.

1.7.2 Границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытаний, в которой указаны места забора и слива воды должны быть определены проектом и уточнены при разработке ППР.

1.7.3 Испытание магистрального нефтепровода на прочность и проверка на герметичность должны осуществляться водой и производиться после полной готовности испытываемого участка или всего нефтепровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, профилеметрии, установки арматуры и приборов, катодных выводов) и представления подрядчиком исполнительной документации на испытываемый объект.

Протяженность испытываемых участков назначается исходя из профиля трассы по диапазону изменения величины испытательного давления, и не должна превышать 40 км.

1.7.4 Участок магистрального нефтепровода, подвергаемый гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность, должен ограничиваться сферическими или эллиптическими заглушками. Запрещается использование линейной запорной арматуры, задвижек вантузов в качестве ограничительного элемента. При проведении гидравлических испытаний линейные задвижки должны быть открыты на 30 % – 50 %.

Временные КПП СОД должны быть отрезаны от нефтепровода, нефтепроводы-отводы к камерам – заглушены.

1.7.5 Рабочее (нормативное) давление Рраб, используемое для расчета

испытательного давления, должно определяться по проектной эпюре максимального рабочего давления на данном участке, используемой для раскладки труб. В проекте на строительство нефтепроводов и ППР на гидравлические испытания должны быть рассчитаны эпюры давления с учетом профиля трассы для определения нормативного давления в каждой точке испытываемого участка.

1.7.6 При заполнении нефтепровода водой должен быть полностью удален воздух. В проекте на строительство нефтепроводов и ППР на гидравлические испытания должны быть представлены расчет и схема расстановки вантузов для выпуска воздуха при наполнении нефтепровода водой и расчет диаметров вантузов.

1.7.7 Гидравлическое испытание нефтепровода и его участков на прочность должно производиться на давление в нижней точке, равном Рзав (без учета осевого подпора).

Заводское испытательное давление Рзав определяется по сертификатам (паспортам) на трубы как гарантированное заводом испытательное давление. Если испытываемый участок нефтепровода состоит из труб с различными Рзав, то Рзав выбирается по наименьшему из всех значений.

При совместном испытании на прочность нефтепровода с участками различных категорий нижняя точка должна приниматься на участке с более низкой категорией, при этом испытательное давление в любой точке этих участков не должно превышать Рзав, указанное в сертификате.

Гидравлические испытания на герметичность должны проводиться на давление в верхней точке испытательного участка равном Рраб .

Параметры гидравлических испытаний участков магистральных нефтепроводов в зависимости от назначения и категорийности участков приведены в таблице 20.

1.7.8 Участки нефтепровода, содержащие трубы с разной толщиной стенки,испытываются в следующем порядке.

Отдельно испытываются участки с наибольшими (максимальными) толщинами стенок категорий B, I, переходы через железные и автомобильные дороги, пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более. При испытании на прочность участков I и II категорий совместно с участками III и IV категорий нижняя точка должна приниматься на участке наиболее низкой категории; давление в этой нижней точке должно достигать Pзав для данной трубы. При этом давление в любой точке испытательного участка должно быть не меньше 1,25⋅Pраб для участков I, II и 1,1⋅Pраб для участков III и IV категорий и не ниже величины давления несущей способности каждой трубы. При объединении участков I, II, III и IV категорий в один испытательный участок давление в каждой точке объединенного участка должно быть не менее 1,25⋅Pраб и не ниже давления несущей способности труб. Участки совместного испытания назначаются в зависимости от рельефа местности, места водозабора и т.д. и определяются проектом. В проекте должны быть указаны испытательные давления в верхней и нижней точке испытываемого участка нефтепровода и в точке контроля давления (установки манометра).

1.7.9 Испытание участков, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м или шириной зеркала воды в межень до 25 м при глубине менее 1,5 м, должно выполняться с прилегающими участками в составе линейной части испытываемого участка трубопровода в один этап.

1.7.10 Линейные задвижки испытываются в составе участков нефтепровода на давление, равное испытательному давлению данного участка.

1.7.11 Перед наполнением нефтепровода водой на задвижках должны быть смонтированы электроприводы и установлены площадки обслуживания. При наполнении нефтепровода водой с целью недопущения попадания грязи и посторонних предметов в нижнюю часть корпуса задвижки должны быть открыты на 100%. Запрещается изменять положение задвижек во время наполнения нефтепровода. При достижении испытательного давления 0,5 МПа задвижки должны быть приоткрыты на 30-40% для обеспечения испытания корпуса задвижек.

1.7.12 При заполнении нефтепровода водой воздух должен выпускаться через вантузные задвижки, установленные в верхних точках испытываемого участка и манометрические узлы установленные у задвижек. При испытаниях в разделительных сосудах обвязки узлов отбора давления воздуха не должно быть. На вантузы, расположенные в верхних точках испытуемого участка, должны быть установлены задвижки с отводящими патрубками.

После выхода воздуха и появления воды задвижки должны быть закрыты и вантуз должен быть подготовлен к испытанию в составе нефтепровода.

При отсутствии вантуза на испытываемом участке для удаления воздуха нефтепровод заполняется водой с одновременным пропускам поршней-разделителей. Выпуск воздуха осуществляется на стороне, противоположной от места запасовки разделителя.

1.7.13 Запорная арматура и трубопроводы для подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на прочность на давление 1,25Рисп в течение 12 часов (где Рисп – величина испытательного давления магистрального нефтепровода в точке закачки опрессовочной жидкости).

1.7.14 При испытаниях на прочность и герметичность для измерения и регистрации давления должны быть установлены поверенные показывающие и электронные самопишущие манометры.

Показывающие манометры должны быть класса точности не ниже 1 с переделом шкалы на давление 4/3 от испытательного. Для работы самопишущие манометры должны быть обеспечены источником питания. Манометры устанавливаются с выносом на расстояние не менее 5 м от испытываемого нефтепровода. Запрещается установка манометров в траншеи и напротив сферических заглушек. Применяемые самопишущие манометры должны обеспечивать бесперебойную запись показаний в течение всего периода испытаний и сохранять запись всего периода испытаний. Технические характеристики электронного самописца должны быть указаны в проекте.

Величины давления фиксируются электронными самописцами на диаграммах в непрерывном режиме. Показания манометра регистрируются в журнале не реже одного раза в 15 минут.

1.7.15 Скорость подъема давления при испытании не должна превышать 0,04 МПа (0,4 кгс/см2) в минуту. При достижении величины давления, равной 0,9 от величины максимального испытательного давления в нижней точке трассы, скорость подъема давления должна находиться в пределах от 0,01 до 0,02 МПа (0,1 до 0,2 кгс/см2) в минуту.

1.7.16 Осмотр трассы разрешается производить только после снижения

испытательного давления до рабочего с целью проверки нефтепровода на герметичность. Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и не будут обнаружены утечки. Подкачки в нефтепровод при проведении испытаний запрещаются.

1.7.17 Испытания нефтепровода должны быть прерваны и давление снижено до статического давления на данном участке нефтепровода в случаях:

− падения давления на испытываемом участке на 0,1 МПа и более;

− подъема давления на участках, соседних с испытываемым;

− обнаружения выхода воды на нефтепроводе;

− возникновения непредвиденных обстоятельств, при которых продолжение испытаний может привести к аварии или опасной ситуации.

1.7.18 Место повреждения нефтепровода следует определять визуально по выходу воды из нефтепровода (допускается применение подкрашиваемой воды с использованием экологически чистых красителей), акустическим методом (по звуку утечки) и по падению давления на участке.

Выявленные при испытаниях дефекты и повреждения и их последствия должны устраняться подрядчиком заменой дефектного участка. После восстановления нефтепровод должен быть подвергнут повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

1.7.19 После испытания участка нефтепровода на прочность и проверки на герметичность из него должна быть полностью удалена вода с применением поршней –разделителей, оборудованных трансмиттерами, с выпуском воды в амбары.

1.7.20 Проверка герметичности межтрубного пространства в переходе конструкции типа «труба в трубе» должна производиться воздухом после монтажа концевых сальниковых уплотнителей и датчиков контроля избыточного давления.

1.7.21 Испытания стальных кожухов подводных переходов конструкции типа «труба в трубе» на прочность и проверка на герметичность при различных способах строительства переходов должны проводиться поэтапно с параметрами, указанными в таблице 20.

Таблица 20

1.7.22 Трубопроводная обвязка с подключенным технологическим оборудованием узлов запуска и приема СОД до ввода в эксплуатацию должна быть подвергнута испытанию на прочность и проверке на герметичность.

1.7.23 Испытание трубопроводной обвязки узлов запуска и приема СОД в составе вновь строящегося магистрального нефтепровода следует производить гидравлическим способом (водой, незамерзающими жидкостями) на прочность и герметичность в 3 этапа:

1-й этап – после полной готовности узла запуска и приема СОД (укладки и засыпки трубопроводов, крепления на опорах трубопроводов и камер запуска и приема СОД, установки арматуры и приборов, катодных выводов и очистки полости);

2-й этап – одновременно с прилегающими участками магистрального нефтепровода (после проведения 1-го этапа испытаний, подключения узла СОД к магистральному нефтепроводу);

3-й этап – испытание трубопроводов и оборудования дренажной и газовоздушной линий (после проведения испытаний узла СОД совместно с прилегающими участками магистрального нефтепровода).

Технологические параметры каждого из этапов испытаний указаны в таблице 22.

1.7.24 Испытание трубопроводной обвязки узлов запуска и приема СОД в составе действующего магистрального нефтепровода следует производить в соответствии с требованиями пункта 1.7.24, исключив из последовательности проведения 2-ой этап гидроиспытаний.

1.7.25 Отключение участков трубопроводной обвязки должно выполняться следующими способами:

- при проведении 1 и 2-го этапа испытаний следует использовать заглушки эллиптические по ГОСТ 17379;

- при проведении 3-го этапа испытаний следует использовать запорную арматуру.

1.7.26 В проекте должны определяться границы участков испытания, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, машины, оборудование и временные коммуникации для проведения испытаний. Проектом также должны устанавливаться определенные размеры зоны безопасности, в пределах которой запрещено нахождение людей и техники во время проведения испытаний.

1.7.27 Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытания на прочность и герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и отсутствуют утечки.