Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5 - 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

2.4.4 Организация пропуска внутритрубных снарядов

Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода производится в следующем порядке.

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Обследование участков магистрального нефтепровода проводится последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепровода двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска является предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, подтверджает готовность к принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных нефтепроводов.

Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе нефтепровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы:

осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или по продолжению очистки; пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило, должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска снаряда-профилемера по данному участку нефтепровода;

определить необходимое количество и места расстановки маркерных пунктов;

определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе участка нефтепровода, с диспетчером и операторами пусковой и приемной камер;

определить действия, которые должны быть предприняты при возможном возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;

перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Операции запасовки и выемки снарядов выполняет персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепровода под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода, должен:

определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, расчет и согласование графика прохождения снаряда по трассе;

обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепровода на блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.

Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепровода, существляет персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.

Контроль за движением снаряда производим в точках, расположенных за задвижками (вниз по потоку продукта) и в точках, расположенных за несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку продукта).

Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит диагностированию до устранения дефектов препятствующих прохождению ВИС дефектов.

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.

2.4.5 Основные технические данные внутритрубных инспекционных снарядов

2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1

Очистной скребок СКР1 предназначен для очистки внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.

Рабочая среда для скребков - нефть, нефтепродукты, вода.

Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа. Технические характеристики скребков для проведения очистных работ на нефтепроводах диаметром Dн=720 мм представлены в таблице 3.2.

Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них: двух ведущих, четырех направляющих дисков, разделенных прокладочными дисками малого диаметра и одной или двух манжет (в зависимости от конструкции). Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и манжеты изготавливаются из высококачественных полиуританов, стойких к истиранию. На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа Ультраскан, на передней и на задних частях скребка вместо одного прокладочного устанавливается щеточный диск. Такой скребок называется скребком типа СКР1-1 или специальным. Минимальное проходное сечение трубопровода необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85% от Dн. Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок нефтепровода и из коррозионных углублений в стенках.

Таблица 2.2

Технические характеристики скребков [16]

Непосредственно перед запасовкой скребка в трубопровод производится установка передатчика для скребка ПДС14-02 (далее ПДС). ПДС является генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного локационного оборудования. Корпус выдерживает внутреннее давление взрыва 0,75 МПа и исключает передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Специальный вид взрывозащиты обеспечивается герметизацией антенны термореактивным герметиком.

Подъем и перемещение скребка производится за кольцо на бампере или за корпус скребка.

2.4.5.2. Профилемер “Калипер”

Профилемеры “Калипер” предназначены для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности обследования нефтепровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами.

Обнаруживаемые дефекты и особенности:

геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;

возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.

Профилемер “Калипер” (рисунок 3.2) состоит из двух секций, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции и на второй секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение снаряда в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предназначена для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном карболитовом кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, одометры для измерения пройденного расстояния.

На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый “спайдер”) - для измерения проходного сечения, вмятин овальностей и других геометрических особенностей трубы. На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного и подвижного “грибков”. Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70% или 60% Dн, в зависимости от конструкции профилемера.

Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска Калипера по трубопроводу.

Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется локатором по сигналам приемопередатчика при залегании трубы на глубине до двух метров.

Подъем и перемещение “Калипер” производится за корпуса при помощи мягких поясов и траверсы.

При прохождении участка “Калипер” производит измерение радиуса кривизны криволинейных участков (колен) и углов поворота колен. Ниже приведены основные параметры снаряда.

Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных сварных швах): 1 м от ближайшего поперечного сварного шва.

Чувствительность измерительной системы снаряда: 2 мм (Сварные швы, выступающие на 2 мм и более внутрь трубопровода, регистрируются снарядом).

Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора: 250 км в газе или в воде, 500 км в нефти.

Минимальное проходное сечение трубы: 70%Dн.

Минимальный радиус отвода, преодолеваемого снарядом (цельнотянутого колена): 1,5 Dн на 90°.

Снаряд может без повреждений проходить сегментные отводы, состоящие из 5 сегментов с углом 15° и 2 сегментов 7,5° с радиусом поворота 3Dн и более.

Погрешность измерений овальностей и вмятин - 0,4% от номинального диаметра на прямолинейном участке трубопровода и 0,6% от наружного диаметра для колена.

Погрешность одометрической системы: 0,5% от пройденного пути.

Максимальное рабочее давление: 10 МПа.

Рекомендуемая скорость пропуска прибора: 0,2-3 м/с.

Диапазон температур при эксплуатации: от -15?С до +50?С.

2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM

Дефектоскоп Ультраскан предназначен для определения дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально установленными ультразвуковыми датчиками. Наличие и расположение дефекта в стенке трубы определяется по времени прихода ультразвуковых сигналов, отраженных от внутренней и наружной поверхности или неоднородности внутри стенки трубы, позволяя тем самым определять кроме наружных и внутренних потерь металла, различного рода несплошности в металле трубы, как то: расслоения, шлаковые и иные включения.

Снаряды можно эксплуатировать в следующих транспортируемых средах:

вода;

нефть;

в газожидкостных смесях и газе снаряд работает в жидкостной пробке.

Снаряды обеспечивают обнаружение следующих типов дефектов:

внутренней и внешней коррозии;

эрозии;

царапин, надрезов (вызывающих потерю металла);

расслоений;

газовых пор;

шлаковых включений.

Сбор информации о параметрах дефектов осуществляется путем измерения времени прихода отраженных от внутренней и внешней стенок трубы сигналов ультразвуковых датчиков. Диаметр пятна излучения датчиков на внутренней поверхности трубы - 8 мм. Перекрытие поверхности трубы осуществляется: по периметру - смыкающимися пятнами ультразвукового излучения диаметром 8 мм, вдоль оси - каждые 3,3 мм.

Дефектоскоп Ультраскан снабжен системой измерения пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируемой микропроцессорной системой управления (мастер-системой).

Дефектоскоп Ультраскан состоит из секций - стальных герметичных корпусов (с расположенной внутри электроникой, накопителями информации и батареями) и носителя датчиков, связанных между собой при помощи карданных соединений и кабелей. Количество секций и состав каждой секции определяются возможностью компоновки электроники и батарей в ограниченном объеме корпуса, габаритные размеры которого должны обеспечить контроль трубопровода с определенными характеристиками. Для трубопроводов диаметром 720 мм дефектоскоп выполнен односекционным. В передней части ведущей секции установлен бампер, закрывающий антенну приемопередатчика, находящуюся в защитном карболитовом кожухе. Каждая секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми манжетами, предназначенными для центрирования и обеспечения движения снаряда по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта. На каждом герметичном корпусе установлены также конические манжеты, служащие для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками. В задней части секции электроники на подпружиненных рычагах установлены одометрические колеса (рисунок 2.3).

Носитель датчиков состоит из полиуретановых полозов, обеспечивающих постоянство расстояния от датчика до поверхности трубы. Полозы соединены между собой плоскими пружинами, благодаря которым они плотно прилегают к внутренней поверхности трубы. Датчики соединены с модулем электроники специальными кабелями с герметичными разъемами. Для обеспечения омывания датчиков перекачиваемым продуктом, от каждого полоза отходит шланг к передней секции.

Количество датчиков Ультраскана для трубопровода Dн=720 мм - 448 штук.

Номинальная толщина стенки трубы:

- максимальная 20 мм;

- минимальная 5 мм.

Минимальный рабочий диапазон: 120 км.

Минимальное проходное сечение трубы: 85% Dн.

Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы проходимый снарядом:

1,5 Dн на 90°.

Снаряд может проходить без повреждений сегментные отводы из 5 сегментов с углом 15° и 2 сегментов 7,5° и радиусом поворота 3 Dн и более. Снаряд может без повреждений проходить по трубопроводам с подкладными кольцами толщиной до 8 мм, установленными на сварных швах внутри трубопровода.

Максимальное рабочее давление 10 МПа.

Рекомендуемая скорость пропуска прибора:

0,25 - 1,0 м/с.

Допускается: до 1,5 м/с.

Диапазон температур эксплуатации: от -15?С до +50?С.

Минимальные размеры регистрируемых дефектов:

точечная коррозия (только указание и участок распространения без измерения глубины):

минимальный диаметр - 6 мм,

минимальная глубина - 1,5 мм;

расслоение: минимальный диаметр - 6 мм (расположение расслоения внутри трубы - 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы);

царапины и надрезы с потерей металла:

минимальная ширина - 10 мм, минимальная глубина - 1,5 мм.

Минимальные размеры измеряемых дефектов:

точечная коррозия, (с измерением полной глубины):

минимальный диаметр - 10 мм, минимальная глубина - 1 мм;

сплошная коррозия: минимальная глубина - 1 мм;

расслоение: минимальный диаметр - 10 мм (расположение расслоения внутри трубы - 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы);

царапины и надрезы с потерей металла: минимальная ширина - 10 мм, минимальная глубина - 1,5 мм.

Примечание: Размер дефекта 6 мм - это пороговый обнаруживаемый размер, который может быть зафиксирован при идеальных условиях. В реальном трубопроводе пороговый размер дефекта составляет для точечной коррозии и расслоений - 10 мм. На практике обнаруживаемость малых дефектов также зависит от качества поверхности трубопровода, которая влияет на величину обнаруживаемых дефектов.

Участки с повышенной погрешностью (расширенной потерей эхо-сигнала) включают в себя:

колена с радиусом менее 5 Dн;

сварной шов на поперечных, продольных и спиральных трубных швах в пределах участка 10 мм перед и после сварного шва;

вмятины, выпуклости и другие участки в пределах участка в половину длины полоза датчика по обе стороны препятствия (в зависимости от размера препятствия);

участки трубопровода с частичным наполнением продукта;

потери металла на внешней стенке трубы, когда они перекрываются (экранируются) дефектами внутри стенки трубы, как, например, расслоение.

Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной скребками трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных швах): 0,25 м от ближайшего поперечного сварного шва. Погрешность определения углового положения дефекта: 15?. Погрешность одометрической системы: 0,5% от пройденного пути.

Дефектоскопы снабжены устройством задержки включения для проведения диагностики длинных участков трубопроводов (более 120 км) за несколько пропусков.

2.4.5.4 Магнитный дефектоскоп

Магнитный дефектоскоп предназначен для высокоточной дефектоскопии трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока, обнаружения и определения размеров дефектов потери металла и поперечных трещин по всей окружности трубопровода.

При подготовке нефтепровода к диагностическому обследованию (для удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков электродов, проволки и т.п.) необходим пропуск магнитных скребков (рисунок 2.4).

Для трубопроводов диаметром 720 мм снаряд выполнен двухсекционным (рисунок 3.5 и 3.6). Секции соединены между собой буксировочными тягами с универсальными шарнирами.

Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов которого по периметру расположены постоянные магниты со щетками, между которыми расположено кольцо датчиков и другие элементы внешней электроники.

На передней и задней частях корпуса устанавливаются полиуретановые манжеты. В носовой части имеется такелажное кольцо с установленным “грибком” для выемки снаряда из камеры приема, а также поддерживающие колеса. В задней части корпуса расположено такелажное кольцо и универсальный шарнир.

Вторая секция дефектоскопа для трубопроводов диаметром 720 мм представляет собой стальной корпус, в котором размещаются: модуль обработки и записи данных, батарейный модуль. На внешней части корпуса расположены: второе кольцо датчиков, позволяющих уточнить местоположение дефектов, датчики температуры и дифференциального давления, другие элементы внешней электроники. На передней и задней частях корпуса расположены поддерживающие колеса, предназначенные для центрирования снаряда в трубе и такелажные кольца, сзади установлены также три одометрических колеса для измерения пройденной дистанции, на переднем торце имеется универсальный шарнир.

Рабочий диапазон скоростей 0,5 - 4 м/с.

Диапазон инспекции трубопровода при скорости 0,5 м/с 150 км.

Диапазон инспекции трубопровода при скорости 1 м/с 300 км.

Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый снарядом:

1,5 Dн на 90.

Полное сужение диаметра трубы (по всей окружности) 85% минимального внутреннего диаметра, длиной менее двух диаметров.

Диапазон рабочих давлений 0,5 - 10 МПа.

Температурный диапазон продукта от 0? до +50?С.

Обнаруживаемые дефекты и особенности:

дефекты потери металла, связанные с коррозией (внешней и внутренней), включая дефекты потери металла в зоне кольцевых швов, дефекты потери металла, связанные с вмятинами и дефекты потери металла, находящиеся под кожухами;

2) дефекты потери металла, связанные с зазубринами;

дефекты потери металла, расположенные под ремонтными муфтами;

дефекты потери металла, связанные с заводскими дефектами;

сварные швы - кольцевые, продольные и спиральные;

аномалии сварных соединений, включая поперечные трещины (по окружности) внутри кольцевых швов;

вмятины, включая любые связанные с ними поперечные трещины;

металлургические заводские дефекты;

повреждения, возникшие в ходе строительства;

изменения номинальной толщины стенки;

трубопроводная арматура и фитинги, (включая: тройники, отводы, задвижки, изгибы, аноды, вставки для линейной компенсации, внешние опоры, ремонтные муфты, точки катодной защиты - ферромагнитного типа).

металлические предметы вблизи трубопровода, которые обладают потенциалом оказания отрицательного влияния на изоляционное покрытие трубопровода или на систему катодной защиты;

кожухи, включая эксцентрические кожухи, где степень эксцентричности представляет угрозу изоляционному покрытию трубопровода или системе катодной защиты;

реперные магниты;

расслоение поверхности труб.

Точность определения размеров и координат дефектов потери металла - 99% всех дефектов потери металла измеряются с точностью, указанной в таблице 2.3.

Координаты трубопроводных аномалий, таких как вмятины, эксцентрические кожухи, металлические предметы и трубопроводные фитинги, то есть клапаны, задвижки, отводы и т.п., будут также определены с точностью, указанной в таблице 2.3.

Примечание - дефект потери металла характеризуется минимальной четырехугольной рамкой, определяемой шириной по окружности (W) и длиной по оси (L), которая является площадью части поверхности трубы, пораженной дефектом;

- в зависимости оттого, что больше;

t - номинальная толщина стенки трубы:

Таблица 2.3

Точность определения размеров и координат дефектов потери металла [30]

Магнитный дефектоскоп способен обнаруживать, измерять и определять координаты поперечных трещин с размерами, указанными в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин [30]

Обнаружение и измерение других аномалий трубопроводов

Аномалии сварных швов

Следующие виды аномалий сварных швов могут обнаруживаться в соответствии в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Описание и обнаружение аномалий трубопроводов [30]

Вмятины

Вмятины свыше 5% номинального диаметра обнаруживаются при пропуске многосекционного снаряда-шаблона. Остальные вмятины обнаруживаются и охарактеризовываются согласно приведенной ниже таблице 2.6.

Таблица 2.6

Описание и обнаружение дефектов вмятин [30]

Металлические предметы

Металлические предметы, представляющие угрозу системам катодной защиты, обнаруживаются и охарактеризовываются, согласно таблице 3.7.

Таблица 2.7

Описание и обнаружение металлических предметов [30]

Аномалии кожухов

Смещение кожухов может вызвать механические повреждения и повреждения системы катодной защиты. Наличие кожухов будет зарегистрировано и включено в отчет. Смещение кожухов будет включено в отчет как “Эксцентрический кожух” или как “Прикасающийся” к стенке трубопровода.

Система электроники дефектоскопа позволяет ввести задержку включения дефектоскопа для проведения диагностики длинных участков трубопроводов за несколько пропусков или запрограммировать включение дефектоскопа для диагностирования заранее выбранных участков (до 3 участков).

2.4.5.5 Запасовочное устройство

Запасовочное устройство (рисунок 2.7) - приспособление, предназначенное для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при помощи лебедки или подъемного крана. Устройство устанавливается на фланец специального патрубка, приваренного к камере запуска за пределами ее расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным крепежным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух направляющих роликов. Длина трубы с роликом L, входящая в патрубок, должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование.

2.5 Результаты диагностического обследования

Диагностическое обследование трубопровода проводилось 3 раза. В период 28-30.12.2000г. на нефтепроводе Калтасы - Уфа-2 (участок: Калтасы-Чекмагуш) диаметром 720 мм была проведена работа по диагностическому обследованию трубопровода магнитным дефектоскопом MFL, 18-20.08.2002г. провели реинспекцию трубопровода «Ультразвуковым дефектоскопом WМ». Ранее в период 10.09-03.10.1996 г. на вышеуказанном участке была проведена инспекция ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WМ». Пропуски дефектоскопа “Ультраскан” были произведены после пропусков профилемера “Калипер”. Для удаления со стенок нефтепровода загрязнений в виде парафино-смолистых отложений, глины, песка, постороннего мусора были пропущены специальные очистные скребки с металлическими щетками (таблица 2.8).

Таблица 2.8

Пропуск специальных скребков [13]

Дополнительно для удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков электродов, проволоки т.п., были пропущены магнитные скребки (таблица 2.9).

Таблица 2.9

Пропуск магнитных скребков [13]

Результат последней очистки соответствует требованиям РД 153-39.4-03-99, указанным в «Положении о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов» (таблица 2.10).

Таблица 2.10

Результаты очистки [15]

Пропуск ультразвукового дефектоскопа WM состоялся :

В процессе обработки данных были получены отметки маркерных пунктов.

Таблица 2.11

Выявленные дефекты [13]

Маркерные пункты вместе с задвижками и вантузами используются как точки-ориентиры. Общее количество точек-ориентиров составило 82 шт. Всего на данном участке трубопровода обследовано 10359 трубных секций (в их число входят задвижки и тройники).

Общее количество обнаруженных дефектов и других особенностей составило 5465, из них:

- дефектов подлежащих ремонту (ДПР) - 239 (4,37 % от общего числа);

дефектов подлежащих первоочередному ремонту (ПОР) - 58 (1,06 % от общего числа).

Исходя из результатов обработки данных инспекции, на основании РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов», утвержденного 30.12.2000 г. АК «Транснефть» в качестве нормативного документа и согласованного 22.12.2000 г. с Госгортехнадзором РФ, был проведен анализ обнаруженных особенностей для определения дефектов и недопустимых конструктивных элементов нефтепровода, подлежащих ремонту (дефекты ДПР), и выделения среди них дефектов, представляющих повышенную опасность для целостности при его эксплуатации и подлежащих первоочередному ремонту и устранению (дефекты ПОР). Общее количество этих дефектов и их распределение по типам приведены в таблице 4.4.

Страницы: 1, 2, 3, 4