Назначение и место установки вантузов

7.1.1 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 МТ.

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 – высота патрубка вантуза1); С – минимальное расстояние между усиливающими накладками

 

Рисунок 7.1 – Схема монтажа вантузов на трубопроводе на вырезаемой (удаляемой) катушке

 

Таблица 7.1 - Конструктивные размеры

Размеры в миллиметрах

№ п/п	Диаметр трубопровода D	Диаметр вантуза d	Ширина усиливающей накладки b	Минимальное расстояние между усиливающими накладками C	Расстояние между врезаемыми вантузами А
1	2	3	4	5	6
1	159	57	100	100	400
2	От 219 до 325	От 57 до 108	100	100	450
3	От 377 до 426	От 108 до 159	100	100	500
4	От 530 до 1220	От 159 до 219	100	100	500

 

7.1.2 Места установки вантузов зависят от их назначения

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

Вантузы для откачки нефти/нефтепродукта из ремонтируемого участка МТ устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) катушке или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения МТ. Вантузы на вырезаемой катушке монтируются в соответствии со схемой, показанной на рисунке 7.1, и с соблюдением размеров, указанных в таблице 7.1.

Допускается врезка вантуза в вырезаемую катушку в нижнюю образующую МТ. Запрещается прорезка отверстий для откачки нефти/нефтепродукта с нижней образующей до остановки МТ и максимальном давлении в трубопроводе после остановки более 2,0 МПа. При разработке котлована в месте приварки вантуза в нижнюю образующую МТ необходимо предусмотреть свободный доступ работников к применяемым устройствам для прорезки и откачки нефти/нефтепродукта с нижней образующей с учетом его монтажа.

Все смонтированные вантузы на катушке для откачки нефти/нефтепродукта должны быть вырезаны вместе с катушкой.

7.1.3 Постоянные вантузы должны устанавливаться с применением муфтовых, разрезных, разрезных штампосварных тройников или неразрезных вантузных тройников. Постоянные вантузы с момента установки на трубопровод должны подвергаться наружной диагностике 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.

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

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

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

Требования к конструкции вантузов

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

- патрубки с усиливающими накладками и без них (выбор определяется согласно ОТТ-25.160.00-КТН-068-10). Предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа на период выполнения ремонтных работ (с последующей их вырезкой) для откачки нефти/нефтепродукта на вырезаемой (удаляемой) катушке (см. рисунок 7.1);

- муфтовые тройники заводского изготовления (П8). Предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа;

- разрезные вантузные тройники (П9). Предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа;

- разрезные штампосварные тройники (П9ВД). Предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением свыше 6,3 МПа;

- неразрезные вантузные тройники заводского изготовления, устанавливаемые при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте МТ. Применяются на МТ с рабочим давлением до 14 МПа.

В конструкциях вантузов должны применяться задвижки фланцевые или имеющие одну сторону под приварку, другую – фланцевую.

Конструктивное исполнение тройников (разрезных и неразрезных) должно соответствовать требованиям ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

7.2.2 Разрезные тройники узла врезки вантуза изготавливаются из стали класса прочности, аналогичной классу прочности стали трубы. Параметры муфтовых и разрезных тройников, включенных в Реестр ОВП в соответствии с ОР-03.120.20-КТН-111-14, определяются согласно ТУ изготовителей.

Патрубки для узлов врезки вантуза должны изготавливаться из стали 09Г2С
категории 12 (13,14) по ГОСТ 19281 или её аналогов.

Патрубок временного вантуза, устанавливаемого для откачки нефти/нефтепродукта на вырезаемой (удаляемой) катушке, должен изготавливаться в соответствии с требованиями к приварным муфтам и патрубкам для ремонта действующих МТ согласно ТУ.

Патрубки для тройников (П8, П9, П9ВД) должны быть изготовлены в заводских условиях.

7.2.3 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, соответствующие ОТТ-83.140.01-КТН-190-12.

7.2.4 Усиливающая накладка вантузного патрубка при его установке для откачки нефти/нефтепродукта на вырезаемой (удаляемой) катушке изготавливается из трубы, соответствующей диаметру и материалу трубы МТ. Усиливающая накладка должна иметь ширину 0,4 диаметра патрубка, но не менее 100 мм, толщину, соответствующую толщине стенки МТ, 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, а также усиливающих накладок и патрубков, изготовленных в полевых условиях.

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.

7.2.5 В качестве запорной арматуры для вантузов следует применять задвижки стальные клиновые полнопроходные, задвижки стальные шиберные, краны шаровые стальные (далее – вантузные задвижки), вид климатического исполнения У1 или ХЛ1 по ГОСТ 15150с ручным управлением или электроприводом на номинальное давление не менее Р N 6,3 МПа.

Для трубопроводов с рабочим давлением свыше 6,3 МПа следует применять вантузные задвижки номинальным диаметром DN 200 на номинальное давление Р N 16 МПа с фланцами, выполненными в исполнении 3 по ГОСТ 12815, соответствующие требованиям
ОТТ-23.060.30-КТН-108-15 для шиберных задвижек, ОТТ-75.180.00-КТН-164-10 для клиновых задвижек.

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

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 1,5 Р N, на герметичность – давлением Р_исп, равным Р N. 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_исп, равным 1,1 РN 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 классу А по ГОСТ Р 54808.

Результаты испытаний оформляются в соответствии с приложением Б настоящего документа в виде акта комиссии, назначенной приказом по ЦБПО (БПО, ЦРС) и утверждаемым главным инженером ЦБПО (РНУ).

7.2.7 На патрубки несмываемой краской должна наноситься маркировка со следующими данными:

- наименование ОСТ-изготовителя;

- номер вантуза;

- величина рабочего давления в МПа;

- диаметр вантуза в мм.

7.2.8 На каждый изготовленный вантуз должен быть оформлен паспорт в соответствии с приложением Б настоящего документа.

Требования к монтажу и приварке вантуза к трубопроводу

7.3.1 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 последней внутритрубной диагностике для оценки дефектности трубы МТ на предполагаемом участке врезки. На участке врезки вантуза в МТ должны отсутствовать недопустимые дефекты.

7.3.2 Все операции по монтажу и приварке вантуза к МТ должны проводиться в присутствии представителя строительного контроля.

7.3.3 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 МТ 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.

7.3.4 Перед установкой вантуза необходимо удалить изоляционное покрытие на расстоянии до 100мм от внешних сварных швов разрезного тройника (усиливающей накладки), поверхность трубы МТ 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.

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

7.3.6 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.

7.3.7 Очищенную поверхность участка МТ под врезку подвергают обследованию в следующей последовательности: ВИК ® ПВК ® УЗК.

7.3.8 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.

7.3.9 При наличии в контролируемой зоне любых дефектов приварка к трубе не допускается.

7.3.10 Сборку полумуфт разрезных тройников на трубе следует производить с помощью специализированных сборочных приспособлений и наружных центраторов типа ЦЗ, ЦЗН, ЦГН или аналогичных им. Параметры сборки должны соответствовать требованиям РД-23.040.00-КТН-386-09.

7.3.11 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.

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

7.3.13 При разработке проектной документации конструктивное исполнение и технология сварочно-монтажных работ по установке разрезных тройников и патрубков должны соответствовать РД-23.040.00-КТН-386-09, ОТТ-25.160.00-КТН-068-10,
РД-75.180.00-КТН-274-10, РД-75.180.00-КТН-209-10.

7.3.14 При приварке разрезных тройников и патрубков к МТ рабочее давление в трубопроводе определяется расчетом в соответствии с требованиями
РД-23.040.00-КТН-386-09 и РД-75.180.00-КТН-274-10.

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

7.3.16 Сварка вантузов должна проводиться в соответствии с требованиями
РД-25.160.00-КТН-037-14 и РД-23.040.00-КТН-386-09.

Контроль сварных соединений

7.4.1 НК качества сварных соединений осуществляется в объеме и порядке, указанном в проектной документации. При отсутствии указаний в проектной документации контроль проводится в соответствии с требованиями настоящего документа и
РД-25.160.10-КТН-016-15.

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

7.4.3 Сварные соединения, которые по результатам визуального контроля не соответствуют требованиям РД-25.160.10-КТН-016-15, не подлежат дальнейшему контролю до устранения выявленных дефектов.

7.4.4 Ремонт недопустимых дефектов сварных соединений, обнаруженных при проведении контроля, проводят в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09.

7.4.5 Все отремонтированные участки сварных соединений подлежат повторному контролю качества в соответствии с 7.4.1 в объеме 100 %.

Вырезка отверстия

7.5.1 Приспособление для вырезки отверстий должно быть рассчитано на рабочее давление не ниже 6,3 МПа, иметь руководство (инструкцию) по эксплуатации, утверждённую главным инженером ОСТ, паспорт завода-изготовителя и сертификат (декларация) о соответствии ТР ТС 010/2011 [3].

7.5.2 Приспособление для вырезки отверстий должно иметь устройство, предотвращающее падение вырезанной части в полость МТ.

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

7.5.4 Диаметр вырезаемого отверстия в ремонтируемом МТ должен быть меньше внутреннего диаметра патрубка на 10 – 15 мм, но не менее значений диаметров, указанных в таблице 7.2.

7.5.5 Выполнение операций по монтажу приспособления на вантуз (патрубок) и его демонтажу должно осуществляться с отключенной от энергоустановки (щита управления) сетевой вилкой пульта управления. На силовом кабеле не должно быть внешних повреждений, соединительных муфт, «скруток».

7.5.6 Вырезка отверстия в трубопроводе должна производиться при давлении среды в месте вырезки, не превышающем максимального давления, определенного паспортными характеристиками приспособления.

Таблица 7.2 - Диаметры отверстий патрубков

№ п/п	Диаметр вантуза DN	Диаметр отверстия, мм
1	2	3
1	DN 50	30
2	DN 80	60
3	DN 100	85
4	DN 150	125
5	DN 200	170

7.5.7 После вырезки отверстия необходимо:

- шток с фрезой/сверлом приспособления вывести из полости МТ за запорный орган задвижки;

- закрыть вантузную задвижку;

- сбросить давление из корпуса приспособления и демонтировать его;

- установить на вантузную задвижку фланцевую заглушку (фланец с эллиптической заглушкой или заводскую заглушку).

Установленная фланцевая заглушка демонтируется при обвязке насосного агрегата или монтаже воздухоспускного трубопровода.

7.5.8 На установленный вантуз исполнителем работ должна быть составлена исполнительная документация. Перечень оформляемой исполнительной документации установлен в приложении Б настоящего документа.

Обустройство вантузов

7.6.1 Исполнитель работ (ЛАЭС, ЦРС) после окончания ремонтных работ, но до начала перекачки нефти/нефтепродукта по МТ, должна 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:

- установка герметизирующей пробки;

- демонтаж вантузной задвижки;

- установка фланцевой заглушки;

- установка крышки вантузного колодца;

- засыпка легкоизвлекаемым грунтом.

7.6.2 Временные вантузные задвижки после завершения работ подлежат ликвидации. Ликвидация с помощью приспособления «Пакер» и оформление исполнительной документации проводится в соответствии с требованиями
РД-23.040.00-КТН-386-09.

7.6.3 Исполнительная документация на установленные и ликвидированные с помощью приспособления «Пакер» вантузные задвижки является неотъемлемой частью исполнительной документаций на МТ и хранится совместно с ней.

7.6.4 После заполнения МТ нефтью/нефтепродуктом необходимо:

- выполнить операции, указанные в 7.6.1 настоящего документа;

- нанести антикоррозионную изоляцию места врезки вантуза (тройников П8, П9, П9ВД) по технологии в соответствии с разделом 17 настоящего документа;

- на вантузную задвижку установить защитный колодец с запирающейся на замок крышкой и ограждением. Защитный колодец и ограждение выполнить в соответствии с требованиями нормативных и технических документов;

- выполнить засыпку тройников (П8, П9, П9ВД) ликвидированных вантузов.

7.6.5 ОСТ на основании представленной исполнительной документации должна обеспечить внесение изменений в паспорт и технологическую схему МТ (НПС) в соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-039-08, ОР-03.100.50-КТН-136-08,
ОР-23.040.00-КТН-125-13.

8 Подготовка линейных задвижек и проверка
их герметичности

8.1 Порядок организации работ по промывке линейных задвижек
и проверке их на герметичность

8.1.1 До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости шиберных задвижек и посадочного паза затвора клиновых задвижек, проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения внутренней полости шиберной задвижки и посадочного паза затвора клиновой задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.

8.1.2 Работы по промывке и проверке герметичности затворов должны выполняться по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью ППР.

В состав плана мероприятий должно входить:

- составление порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;

- определение сил и средств для выполнения работ;

- подготовка персонала и технических средств;

- подготовка и обеспечение связи между производителем работ с оператором технологического объекта и диспетчером РДП (ТДП).

Порядок промывки задвижек

8.2.1 Промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти/нефтепродукта при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

8.2.2 Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке:

- разработка режима работы МТ, при котором будет осуществляться промывка задвижек, режим работы должен быть утвержден главным инженером ОСТ;

- оформление наряда-допуска на промывку задвижек;

- согласование с РДП ОСТ порядка проведения работ;

- организация обеспечения устойчивой связи между производителем работ с оператором технологического объекта и диспетчером РДП;

- установка манометров (не ниже класса точности 1 с ценой деления не более
0,05 МПа) до и после проверяемых задвижек в соответствии с приведенной на рисунке 8.1 схемой.

 

ЛЗ₁, ЛЗ₂ – линейные задвижки; Р₁, Р₂ – давление на выходе предыдущей НПС и давление на приеме последующей НПС; 1 – 6 – манометры

Рисунок 8.1 – Схема установки манометров при промывке линейных задвижек

8.2.3 При промывке затвор задвижки прикрывается на 65 % – 80 %. При этом давления на выкиде предыдущей и приеме последующей НПС, должны соответствовать следующим требованиям:

- Р₁ на выкиде предыдущей НПС после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе, установленные технологической картой защит данного МТ;

- Р₂ на приеме последующей насосной станции должно быть не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления, установленные технологической картой защит данного МТ.

8.2.4 Управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке:

- прикрыть с помощью электропривода задвижку до 50 % хода затвора;

- по истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, установленным до и после задвижки, и записать показания манометров в журнал;

- произвести ступенчатое прикрытие задвижки с помощью электропривода с шагом
5 % величины перемещения запорного органа на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления;

- после выполнения прикрытия задвижки на 60 % дальнейшую операцию проводить вручную.

8.2.5 Промывка полости задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина, равного 0,2 МПа, в течение не менее 30 мин при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного времени задвижку следует открыть и приступить к промывке паза другой задвижки.

8.2.6 Промывка внутренней полости корпуса шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод, при этом объем нефти/нефтепродукта, сбрасываемых в передвижную емкость, должен быть равным трем объемам подшиберного пространства.

8.2.7 По результатам промывки вносится учетная запись в паспорт (формуляр) запорной арматуры.