МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТмефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО МЕХАНОХИМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКЕ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПОД ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ. НАНОСИМЫЕ В ПОЛЕВЫХ УСЛОВИЯХ РД 39 - 30-657 “81

1982

Министерство нефтяной промышленности ВНИИСПТнефть

УТВЕРЖДЕН

Первый заместителем министра нефтяной промышленности

В.И.Игревским

25 декабря 1981 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО МЕХАНОХИМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКЕ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПОД ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ, НАНОСИМЫЕ В ПОЛЕВЫХ УСЛОВИЯХ

РД 39-30-657-8[

1982

ю

Ibo. *4 . Кодограмма для определения скорости движения очистного комплекса

Lt - длина очищаемого трубопровода;

Ду - условный внутренний диаметр труб

4.5.    Повторить процесс проадвки.

4.6.    Сушку внутренней поверхности трубопровода произвести осушенным воздухом согласно РД 39-3-395-80.

4.7.    Произвеоти оценку степени обезжиривания внутренней поверхности трубопровода согласно приложению 4.

5. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

5.1.    К выполнению работ по механ©химической подготовке внутренней поверхности трубопроводов допускаются лица не моложе 18 лет и прошедшие соответствующий инструктаж.

5.2.    Хранение и приготовление растворителей и кислот, а также очистные работа должны производиться в соответствии о "Правилами и нормами техники безопасности, пожарной безопасности и промышленной санитарии для окрасочных цехов" (кзд. "Химия", 1965 г.).

5.3.    При приготовлении растворов с применением кислот и растворителей для очистки трубопровода от ржавчины, окалины и жировых загрязнений необходимо соблюдать все меры предосторожности, не допуская попадания их на открытые части тела и в глаза.

5.4.    При проведении всех работ с применением кислот и растворителей использовать защитную одежду, прорезиненные фартуки, рукавицы, защитные очки и резиновые сапоги.

5.5.    В местах проведения работ по очистке трубопровода должны быть переносная аптечка с набором необходимых медикаментов и чистая пресная вода для мытья лица и рук.

5.6.    Очистка трубопровода ведется о использованием сжатого воздуха. Поэтому ни в коем случае нельзя открывать (отсоединять) рабочие камеры, пока но будет сброшен воздух из трубопро

вода.

5.7.    Pcэми операциями по очистке и сушке трубопровода должно управлять одно лтадо, без команда которого ни один работник

не имеет права ничего предпринимать на трубопроводе.

5.8.    Необходимо следить за надеявостью крепления к трубопроводу рабочих камер, резиновых шлангов., откидных крыже.

5.9.    Компрессорные станции должны располагаться на обоих концах трубопровода не ближе 15*20 и от рабочих камер и обязательно в стороне от них и не ближе 40*50 м от места расположения емкостей о легковосшшыеняющаынся материалами (растворители, лакокрасочные материалы и др.).

5.10.    Перед проведе:мнем всех работ по очистке, сушке н нанесению покрытий обязателен инструктаж по технике безопасности для воех лиц, участвующих в осуществлении этих операций. Соблюдение всех указанных правил гарантирует безопасность проводимых раоот.

Приложение I

ЗКОНОМИЧВОКАЯ эффективность иеханоишчв:-КОГО СПОСОБА ПОДГОТОВКИ ВНУТРШНЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПОД ЗАЮТШВ ПОКРЫТИЯ

I. Экономическая эффективность внутреннего покрытия трубопроводов полимерными vis терна лами определяется путем сравнения затрат по трубопроводам, защищенным по существухкцей технологии ВНИИСПТнефть, о затратами по тем яе трубопроводам при наличия у них внутреннего покрытия полимерными материалами с применением мехалохимического способа подготовки поверхности. Указанный способ позволяет улучшить степень очистки трубопровода, что увеличивает орох службы самого покрытия в 1,5 роза. Эффект от применения полимерных покрытий выражается в увеличении срока службы трубопроводов.

Поскольку в данном случае имеет место разновременность в осуществлении затрат по вариантам ввиду различия в сроках службы, то для обеспечения сопоставимости экономических показателей сравниваешх вариантов затрат по ним подлежат определению с учетом фактора времени. Учитывая при этом, что капитальные вложения по варианта;* осуществляются в различные сроки, а текущие затраты изменяются во времени, то и капитальные вложения ж эксплуатационные расходы подлежат приведению к базисному году о помощью коэффициента приведения "В", равного

^Ва гггкг ’

где Еял - норматив для приведения разновременных затрат, равен 0,1;

Т - период приведения в годах (согласно определению

экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. Москва, 1977).

При определении общей сушы капитальных вложений по вариантам за период эксплуатации трубопроводов в 12 лет учитываются, что первоначальные капитальные вложения осуществляются в нулевом

году, т.е. в году, предшествующем базисному, и в связи с втам коэффициент приведения затрат на них не распространяется (В*1). Эго же замечание относится и к эксплуатационным расходам в базисном году - в первом году эксплуатации рассматриваемых сооружения. Приведение эксплуатационных расходов к исходному году начинается со второго года эксплуатации сооружения, принимаемого за первый год приведения затрат.

2. При определении эксплуатационных расходов по вариантам учитываются указания "Положения о порядке планирования, начисления использования амортизационных отчислений в народном хозяйстве", М., "Экономика", 1974. В частности, согласно этому положению "...убытки от ликвидации не полностью амортизированных основных фондов.., относятся на результата хозяйственной деятельности производственных объединений, предприятий и организаций,,,* (пункт 18 "Положения"), а также указание о том, что "начисленно амортизации по основным фондам, вновь поступившим в эксплуатацию, начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем поступления, а по выбывшим основным фондам - прекращается с первого числа месяца, следующего за месяцем выбытия" (пункт 32 "Положения").

Исходя из этих указаний "Положения", в состав эксплуатационных расходов подлежат отнесению (условно) я "убытки от ликвидации не полностью амортизированных" трубопроводов, т.е. в год выбытия трубопроводов эксплуатационные расходы должны быть увеличены на сумму остаточной стоимости (хотя, как следует из указаний "Положения", убытки от ликвидации не полностью амортизированных основных фондов покрываются за счет прибыли предприятий X

Таким образом, общий экономический эффект от применения различных технологий подготовки поверхности при нанесении за-

щитных покрытий определяется по разнице сушарных затрат, а годовой - как среднегодовой экономический эффект за расчетный период путем деления общего экономического эффекта за расчетный период на продолжительность этого периода.

2.1.    Экономические показатели водоводов, покрытых по старой технологии

2.1.1.    Капитальные вложения.

Согласно нормативам удельных капитальных вложений, затраты на сооружение I кы водовода диаметром 150 мм составляют за 12 лет: 17850 р + 2043 р + 0,513(17850 + 2043) « 30098 р. где 0,513 - коэффициент приведения затрат 8-го года эксплуатации водовода•

Таким образом, капитальные вложения по данному варианту, приведенные к исходному году, составляют 30098 руб.

2.1.2.    Эксплуатационные расходы.

В составе эксплуатационных расходов учитываются амортизационные отчисления в размере 9,7£ от капиталовложений (е том числе 6,7JC - на полное восстановление; 3t - на кэпремонт), убытки от неполностью амортизированных водоводов.

2.1.3.    Расчет эксплуатационных расходов по исходному варианту приведен в табл. I.

Таблица I.

!Эксплуатационные рас- Шериод !Когффи- !Эксплуатацисн-Голы !^ходы коэффициента !приводе!циеит !ные расходы с 'приведения к 1979 г., !нил, !пркведе- !коэффициентом !    руб.    ! года 1ния ’приведения к

___I___________\____!_____ЕУб._

_ JLI_____2_____L -3- -L - i - J____5___

1978 Строительство водовода (нулевой год)

1930

0,909

Продолжение таблицы I.

Таким образом, приведенные расходы по базовому варианту за период в 12 лет составляют:

30098 ♦ I9G7I =* 49169 руб., или в среднем в год - 49169 : 12 » 4097 руб.

3. Экономические показатели водоводов, защищенных по новой технологии

3.1. Капитальные вложения.

Согласно расчетам, затраты на покрытие внутренней поверхности I кы трубопровода диаметром 150 мм полимерными материалами составляют 1900 руб. Следовательно, капитальные вложения на I км трубопровода составляют:

17650 руб. + 1900 руб. « 19750 руб.

Таким образом, капитальные вложения по данному варианту, приведенные к 1979 году, составляют 19750 руб.

3,2. Эксплуатационные расходы.

Величина эксплуатационных расходов, определяемая аналогично базовому варианту, т.е. в размере 9,7? от капиталовложений и с учетом убытка от неполной амортизации, приведена е табл. 2.

Таблица 2.

4, Из сопоставления приведе!шых расходов за год по исходному и предлагаемому вариантам следует, что годовой экономический эффект от применения новой технологии равен:

4097 - 2935 = 1162 руб. на I км водовода.

Руководящий документ "Руководство по механохямической по&гот овкз внутренней поверхности труоопроводов под защитные покрытая, ванос;хше в полевых условиях” разработан стдзлоы защиты металлов от коррозии института БШСПТнефть совместно с Уфимским нефтянш институтом (кафедра "Технологии конструкционных материалов") на основании теоретических н экспериментальных исследований, а также анализа опыта подготовки поверхности под защитные покрытия при внутренней изоляции трубопроводов в полевых условиях.

Авторы: сотрудники ШШ)ПТне<^/ть - Ю.И. Толкачев, Э.А. Ни-замов, А.И. Хамндуллин, В.Г. Ахметоафнн; сотрудники УНИ -Э.М. Гутман, И.Г. Абдуллин, Д.М. Цубиноь,

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по механохимической подготовке внутренней поверхности трубопроводов под защитные покрытия, наносимые в полевых условиях

РД 3S-30-657-8I

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 6.05.82    Л 227

Срок введения установлен с 1.05.82 Срок действия до    1.05.87

Настоящий документ является руководством по моханохимичес-кой подготовке внутренней поверхности нефтепромысловых трубопроводов диаметром II4+ 530 мм под защитные покрытая в полевых условиях и предназначен для инженерно-технических работников проектных организаций и антикоррозионных цехов нефтепромысловых управлений.

I. ащив изложения

1.1.    Настоящий руководящий документ регламентирует технологию основных операций механохимичеокой подготовки внутренней поверхности сооружаемых трубопроводов диаметром И4+ 530 мм при удалении продуктов коррозии 'степень окисленности поверхности "В" ж Т* по ГОСТ 9.402-80). Расчет экономической эффективности механохими-*;еского способа подготовки внутренней поверхности трубопроводов под защитные покрытия приведен в приложении I.

1.2.    Механохимической обработке внутренней поверхности трубопроводов должны предавотвовать:

а) Очистка полости трубопровода от загрязнений, сопавшкх при монтаже трубопровода, и испытаннв на прочность и герметич-

ность гидравлическим способом (опрессована) после окончания сварочно-монтагных работ в соответствия со СНиП П 45-75,

СНиП Ш 10-72 е "Указаниями по производству работ при сооружения магистральных трубопроводов" B3H-I-50-74 Миннефтегазстроя;

б) проверка проходимости в трубопроводе очистных устройств и устройств доя нанесения покрытия в соответствии о РД 39-3-375-80 ("Руководство по нанесению и применению полимерных материалов для внутренней изоляции нефтепромысловых материалов для внутренней изоляции нефтепромысловых трубопроводов в полевых условиях") и приложения 2.

2. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ ДНЯ МЕХАНОШШВСКОЙ ОБРАБОТКИ

2.1. Оборудование (рис. I).

Очистное устройство с регулируемой силой прижатия щеток к очищаемой поверхности на установленный диаметр трубопровода (черт. СКМ Л 55.81.00.000) - 2 шт.

Компрессор передвижной типа Д&-9М:

а)    для трубопроводов диаметро-4 до 250 мм - 2 шт.;

б)    для трубопроводов диаметром свыше 250 мм - 4 шт.

Воздухоочиститель (черт. Л 669.IO.CO.OOO) на каждый

компрессор.

Рабочая камера (черт. 669.01.00.000) - 2 шт.

Насосный агрегат (черт. 669.11.00.000) - 2 шт.

Устройство для нанесения покрытия (черт. 669.06.03,000) -

- 2 шт.

Агрегаты приготовления и транспортировки растворов:

а)    кислотовоэ типа ЦР-500; КП-6,5;

б)    автоцистерна АДОЕ-7-255Б;

Полевые телефонные аппараты или радиостанции - 2 шт.

cn

9    Рис.    4    .    Размещение    оборудования при

дохаиохшичесхой очистке внутренней поверхности трубопроводов

I-трубопровод, 2-очистные устройства, 3-раствор химически активной среды, 4-клапан противодавления, 5-рабочая камера приема-залусна очистных устройств и устройств для панссения покрытия, б-васооный агрегат, 7-еикость для растворов, 8-вс.духоочизти-тель, 9-Kosrapeccop

2.2. Материалы.

2.2.1.    Хюлически-активная среда (ХАС): 10*15>С-ный водный раствор ортофосфорной кислоты (НдРОд) с добавлением 6 г/л ПАВ (спнтанол ДС-10 или сульфавол НП-3).

2.2.2.    Пассивирующий раствор: водный раствор 5 г/л триэтаноламина (СИ* Cite PH /' .

2.2.3. Технология приготовления ХАС и пассивирующего раствора в стационарных условиях приведена в приложении 3.

3.    ПОДГОТОВКА ОЧЖТНЫХ УСТРОЙСТВ К РАБОТЕ

3.1.    Оттарировать силу прижатия щеток очистных устройств к очищаемой поверхности (рис. 2 и 3).

3.2.    Способы регулирования и определения необходимых сил прижатия щет ч очистных устройств к очищаемой поверхности приведено в приложении 3.

4.    ТШОЛОШЧВСЮЙ ПРОЦВХ МЕХАНОХИМИЧЮКШ ПОДГОТОВКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПОД ЗАШВЫЗ ПОКРЫТИЯ

4.1. В трубопровод установить два очистных устройства и между ними залить необходимое количество ХАС из емкости кисло-товоза или автоцистерны. При помощи сжатого воздуха комплекс очистных устройств о ХАС протолкнуть на противоположный конец трубопровода, при этом:

а) ХАС при каждом проходе заливается в трубопровод жз расчета 0,5 л на I очищаемой поверхности. При повторных проходах раствор корректируется добавлением концентрированной НдРО^ до Рн - 142 (контроль по универсальной индикаторной бумаге ТУ 8-09-1181-76).

I - на-чхета реажноаая, 2 - стакан, 3 - щетка, 4 - ftmr, 5 - трубе, 6 - пружина, 7 - винт регулировочный

(3) Необходимое колжчоство ХАС иди пассивирующего раствора для обработки внутренней поверхности трубопроводов диаметром 114*530 мм и длиной I км приведено в следующей таблице:

в) Скорость движения комплекса очистных устройств с ХАС регулируется противодавлением (расходом воздуха черев клапан пр01подавления, установленного на рабочей камере) и определяется по номограмме_#рис. 4.

4,2. Раствор, пришедший на противополонный конец трубопровода, принять в емкость, а очистные устройства вынуть и, развернув, вновь установить в трубопровод. Стотоявшийся и откорректированный по Рн раствор при помощи насосного агрегата залить между очистными устройствами и повторить пропесс очистки.

4.2.1. Число проходов очистных устройств назначается из условия достижения второй степени очистки поверхности от окислов по ГОСТ 9.402-4Ю и должно быть не менее десяти.

4.3. Произвести огенку степени очистки внутренней поверхности трубопровода от окислов (пркл.4.)При степени очистки от окно-лов менее второй (ГОСТ 9.402-80) цроизвести дальнейшую очистку.

4.4. Произвести промывку внутренней поверхности трубопровода пасоивируюпим раствором, для чего установить в трубопровод два устройства для нанесения покрытий ж между ними залить половину приготовленного растворе. При помощи сжатого воздуха комплекс устройств с пассивирующим раствором протолкнуть на противоположный конец трубопровода, при ятом скорость перемещения регулировать противодавлением из условия контакта раствора о каждой точкой внутренней поверхности трубопровода не менее 90*Х20о.