Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода
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]
| Параметры |
|
| Номинальный
диаметр трубопровода
(мм) |
720 |
| Длина
(мм) |
2340 |
| Минимальный
проходной
диаметр трубопровода
(%) |
СКР1 |
85 |
|
СКР1-1 |
86 |
| Масса
(кг) |
900 |
| Минимальный
радиус поворота
на 90° |
Полная
комплектация |
1,5D |
|
Без трансмиттера
и защитной
рамы |
1,5D |
| Скорость
движения в
нефтепроводе
(м/с) |
0,2 - 5 |
| Тип используемого
передатчика
для скребка |
ПДС 14-02 |
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
-15єС до
+50єС.
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 -15єС
до +50єС.
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:
15є.
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
0є до
+50єС.
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]
|
Язвенная
коррозия<
(3tx3t)*
|
Общая
коррозия
>(3t x 3t)*
|
Задиры
(L>2w) |
| Минимальная
глубина точного
определения
размеров |
0,4t при
поверхностных
размерах свыше:
(t/2 + 5 мм) х (t/2 + 5 мм) |
0,2 t |
0,4t
если w>2t или 15мм**
0,2 если w>3t
или 25мм**
|
| Точность
определения
размеров (глубина) |
±0,3t |
±0,3t |
±0,3t
если w>2t или 15мм**
±0,3t если
w>3t или 5мм**
|
| Точность
определения
размеров (длина) |
±30мм |
±40мм |
±40мм |
|
Точность
определения
координат
(по оси)
|
±0,2
м между дефектом
и реперным
кольцевым
швом и ±1% от
указанной
дистанции
между ближайшим
реперным кольцевым
швом в направлении
против потока
продукта и
конкретной
реперной точкой.
Точность
измерительной
системы дефектоскопа
±0,1% от пройденной
дистанции.
|
| Точность
определения
координат
(по окружности) |
±7,5 градусов;
для простоты
использования
принято понятие
“до ближайшего
положения
полчаса”. |
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]
| Минимальная
ширина по
окружности
для точного
определения
размеров |
>80мм,
при глубине
>0,3t
Точность
определения
размеров будет
±40мм от указанной
длины по окружности
и ±0,4t указанной
глубины
|
| Минимальная
ширина по
окружности
для точного
обнаружения |
>50мм,
при глубине
>0,25t |
| Точность
определения
координат
(по оси) |
±0,2м
между дефектом
и реперным
кольцевым
швом и ±1% от
указанной
дистанции
между ближайшим
реперным кольцевым
швом в направлении
против потока
продукта и
конкретной
реперной точкой.
Точность
измерительной
системы дефектоскопа
±0,1% от пройденной
дистанции.
|
| Точность
определения
координат
(по окружности) |
±7,5 градусов,
для простоты
использования
принято понятие
“до ближайшего
положения
полчаса”. |
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]
| Описание |
Обнаружение |
| Непровар |
Согласно
таблице 1.3 |
| Смещение
кромок труб |
Обнаружение,
если больше
4% длины окружности
трубы |
| Ремонт
швов (зачистка
излишков металла
на шве) |
Согласно
таблице 1.3 |
| Шлаковые
включения |
Согласно
таблице 1.3 |
| “Сосульки” |
Обнаружение
при высоте
свыше 3 мм |
| Поры |
Согласно
таблице 1.3 |
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]
| Обнаружение |
Если
составляют
больше 2% от
номинального
диаметра трубы
с или без потери
металла и
поперечных
трещин |
| Описание |
Как незначительные,
если составляют
2% - 3% от номинального
диаметра трубы.
Как крупные,
если составляют
3% - 5% от номинального
диаметра трубы |
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]
| Обнаружение |
Если
масса больше
2 кг при расположении
большей части
массы в 25 миллиметровой
зоне от трубы
Если масса
больше 10 кг при
расположении
большей части
массы в 50 миллиметровой
зоне от трубы
|
| Описание |
Как близко
лежащий или
прикасающийся
к трубе предмет |
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]
|
№
п/п
|
Тип очистного
скребка |
Дата пуска |
Время
приема |
Дата приема |
Время
приема |
Кол-во
примесей, л. |
| 1 |
специальный |
07.08.02 |
14:00 |
08.08.02 |
17:45 |
22 |
| 2 |
специальный |
07.08.02 |
15:20 |
08.08.02 |
18:09 |
16 |
| 3 |
специальный |
09.08.02 |
10:15 |
11.08.02 |
02:30 |
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]
|
№
п/п
|
Тип очистного
скребка |
Дата пуска |
Время
при-ема |
Дата приема |
Время
приема |
Кол- во
примесей, л. |
Кол-во
металл. пред-метов,шт |
| 1 |
магнитный |
07.08.02 |
16:00 |
08.08.02 |
19:50 |
20 |
3 |
| 2 |
магнитный |
07.08.02 |
17:20 |
08.08.02 |
20:10 |
15 |
3 |
| 3 |
магнитный |
09.08.02 |
12:00 |
11.08.02 |
04:30 |
10 |
2 |
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]
| Вид внутритрубной
диагностики |
Парафин
или грунт |
Металл |
|
взвешенный |
твердый |
Кол-во
электродов |
|
л., не более |
л., не более |
шт. на 10
км, неболее |
| магнитная |
10 |
0,5 |
1 |
Пропуск
ультразвукового
дефектоскопа
WM состоялся
:
| Дата пуска |
Время
пуска |
Дата приема |
Время
приема |
| 09.08.02 |
22:19 |
11.08.02 |
07:46 |
В процессе
обработки
данных были
получены отметки
маркерных
пунктов.
Таблица 2.11
Выявленные
дефекты [13]
| № |
Описание
дефекта
|
Дефекты,
подлежащие
ремонту (ДПР) |
Дефекты
первоочередного
ремонта (ПОР) |
| 1 |
Дефект
геометрии,
примыкающий
к сварному
шву или расположенный
на сварном
шве |
12 |
4 |
| 2 |
Дефект
геометрии в
комбинации
с риской, задиром,
трещиной |
17 |
17 |
| 3 |
Потеря
металла (внешняя
и внутренняя) |
172 |
0 |
| 4 |
Риска,
царапина, задир |
6 |
6 |
| 5 |
Расслоение,
расслоение
в околошовной
зоне |
22 |
22 |
| 6 |
Расслоение
с выходом на
поверхность |
2 |
2 |
| 7 |
Смещение
поперечного
шва |
1 |
0 |
| Недопустимые
конструктивные
элементы,
соединительные
детали, не
соответствующие
требованиям
СНиП 2.05.06-85* из них: |
| 8 |
Тройники
полевого
изготовления,
сварные секторные
отводы, переходники |
2 |
2 |
| 9 |
Заплаты
вварные и
накладные
всех видов и
размеров |
3 |
3 |
| 10 |
Накладные
элементы из
труб, приваренные
на трубы и другие
конструктивные
элементы, не
регламентированные
нормативными
документами |
2 |
2 |
| Общее
количество
дефектов
подлежащих
ремонту-239, из
них ПОР-58 |
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.
2.6 Требования
к проведению
ремонта нефтепроводов
различными
методами
Общие положения
В данном
разделе приводятся
основные положения
технологий
ремонта нефтепроводов,
применяемых
при выборочном
и капитальном
ремонте.
Ремонт методом
шлифовки, заварки
и установкой
муфт проводится
без остановки
перекачки
нефти.
Каждый ремонт
должен отражаться
в паспорте
нефтепровода.
Ремонтные
муфты монтируются
на действующем
нефтепроводе,
как при остановке,
так и без остановки
перекачки при
давлениях,
ограниченных
условиями:
безопасностью
производства
работ и давлением,
определяемым
из условий
технологии
установки
муфты. При установке
муфт давление
должно соответствовать
наименьшему
из давлений,
определяемому
по перечисленным
условиям.
Ремонтные
конструкции
должны быть
изготовлены
в заводских
условиях, в
условиях Центральных
баз производственного
обеспечения
или ремонтных
участков ОАО
МН по техническим
условиям и
конструкторской
документации,
разработанной
в установленном
порядке и иметь
паспорт.
Применение
муфт и других
ремонтных
конструкций,
изготовленных
в полевых условиях
(в трассовых
условиях)
запрещается.
Устранение
дефектов при
капитальном
ремонте выполняется
при давлении
в нефтепроводе
не выше 2,5 МПа.
Шлифовка
Шлифовка
используется
для ремонта
участков труб
с дефектами
типа потеря
металла (коррозионные
дефекты, риски),
расслоение
с выходом на
поверхность
и мелких трещин.
Максимальная
глубина зашлифованного
участка должна
быть не более
до 20% от номинальной
толщины стенки.
При шлифовке
путем снятия
металла должна
быть восстановлена
плавная форма
поверхности,
снижена концентрация
напряжений.
Максимальное
допустимое
давление в
трубе при проведении
выборочного
ремонта методом
шлифовки – не
более 2,5 МПа.
Зашлифованный
участок должен
подвергаться
визуальному,
магнитопорошковому
контролю или
контролю методом
цветной дефектоскопии.
Заварка
дефектов
Заварку
разрешается
применять для
ремонта дефектов
типа "потеря
металла" (коррозионные
язвы, риски) с
остаточной
толщиной стенки
трубы не менее
5 мм.
Заварка
допускается,
если глубина
и максимальный
линейный размер
одиночного
дефекта (длина,
диаметр) или
его площадь
не превышают
величин, указанных
в РД 153-39.4-067-04*. Расстояние
между смежными
повреждениями
должно быть
не менее 4t
(t - номинальная
толщина стенки
трубы). Расстояние
от завариваемых
дефектов до
сварных швов
должно быть
не менее 4t.
Заварку
разрешается
проводить
только на полностью
заполненном
нефтепроводе.
Выполнение
заварки на
частично заполненном
нефтепроводе
не допускается.
Полость
коррозионного
повреждения
и поверхность
трубы в радиусе
не менее двух
диаметров
повреждений
(наибольших
линейных размеров)
зачищается
до металлического
блеска. Наличие
следов коррозии
на месте заварки
не допускается.
При выборочном
ремонте максимальное
допустимое
давление в
трубе при заварке
определяется
из условий:
Рзав < 0,4Чtост
МПа при tост <
8,75 мм;
Рзав < 3,5 МПа при tост
> 8,75 мм.
Здесь tост
- остаточная
толщина стенки
на месте заварки,
мм;
коэффициент
0,4 имеет размерность
МПа/мм.
После завершения
заварки дефекта
наплавленный
металл должен
быть обработан
шлифовальным
кругом до получения
ровной поверхности
и иметь усиление
не более 1 мм с
плавным переходом
к основному
металлу.
Наплавленный
металл подвергается
визуальному,
магнитопорошковому
или ультразвуковому
контролю. Результаты
контроля должны
фиксироваться
в сварочном
журнале.
Вырезка
дефекта (замена
катушки)
При этом
способе ремонта
участок трубы
с дефектом
(катушка) должен
быть вырезан
из нефтепровода
и заменен
бездефектной
катушкой. Вырезка
дефекта должна
применяться
в случае обнаружения
недопустимого
сужения проходного
диаметра
нефтепровода,
невозможности
обеспечения
требуемой
степени восстановления
нефтепровода
при установке
муфт (протяженная
трещина, глубокая
вмятина с трещиной
или коррозией),
экономической
нецелесообразности
установки муфт
из-за чрезмерной
длины дефектного
участка.
Ввариваемые
катушки должны
быть изготовлены
из труб, прошедших
гидравлические
испытания
внутренним
давлением в
соответствии
со СНиП 2.05.06-85*, величина
которого должна
быть не ниже
давления, вызывающего
в стенках труб
кольцевое
напряжение,
равное 95% нормативного
предела текучести
(заводское
испытательное
давление).
Ввариваемые
катушки должны
устанавливаться
в соответствии
с утвержденной
технологической
картой, иметь
маркировку,
паспорт и сертификат
на трубу, из
которой они
изготовлены.
Дефекты в виде
трещин, закатов,
вмятин, задиров
и рисок на
поверхности
катушки не
допускаются.
Технология
ремонта методом
замены участка
должна соответствовать
действующим
нормативным
документам,
отвечающим
требованиям
вновь строящегося
трубопровода.
Установка
ремонтных муфт
Требования
на изготовление
муфт
Муфты должны
быть изготовлены
в заводских
условиях, ЦБПО
или ремонтных
участков ОАО
МН в соответствии
с утвержденными
техническими
условиями,
технологической
картой, должны
иметь маркировку,
паспорт и сертификаты
на применяемые
материалы.
Муфты должны
быть изготовлены
из листового
материала или
из новых (не
бывших в эксплуатации)
прямошовных
или бесшовных
труб, предназначенных
для сооружения
магистральных
нефтепроводов.
Для изготовления
муфт применяются
низколегированные
стали марок
09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У,
17Г1С-У или аналогичные
им. Толщина
стенки муфты
и ее элементов
при одинаковой
прочности
металла трубы
и муфты должна
быть не меньше
толщины стенки
ремонтируемой
трубы. При меньшей
нормативной
прочности
металла муфты
номинальная
толщина ее
стенки должна
быть увеличена
в соответствии
с расчетом по
СНиП 2.05.06.-85*. При этом
толщина стенки
муфты не должна
превышать
толщину стенки
трубы более
чем на 20%. Все
элементы муфты
должны быть
одинаковой
толщины.
Дефекты в
виде трещин,
закатов, вмятин,
задиров и рисок
на поверхности
муфт не допускаются.
Перед установкой
ремонтных муфт
необходимо
тщательно
удалить изоляционное
покрытие с
дефектного
участка нефтепровода
для последующей
обработки
поверхности,
согласно технологии
установки
применяемой
муфты.
Перед установкой
муфты в целях
правильности
выбора ремонтной
конструкции
необходимо
определить
тип и фактические
параметры
дефекта с
составлением
акта проведения
дефектоскопического
контроля.
Приварная
муфта должна
перекрывать
место дефекта
не менее чем
на 100 мм от края
дефекта. Длина
муфт выбирается
в зависимости
от длины ремонтируемого
дефекта и в
соответствии
с требованиями
технологии
на установку
муфт данного
типа. Длина
цилиндрической
части удлиненной
галтельной
муфты для ремонта
гофр не должна
превышать
1,5Dн. Длина полости
галтельной
муфты с короткой
полостью, в
которой должен
находиться
поперечный
сварной шов
ремонтируемого
участка, не
должна превышать
100 мм.
В местах
приварки муфты
и ее элементов
к трубе нефтепровода
должна быть
проведена
проверка на
отсутствие
дефектов стенки
трубы. При наличии
дефектов в
стенке трубы
приварка муфты
в данном месте
не допускается.
Композитная
муфта устанавливается
по композитно-муфтовой
технологии.
Композитные
материалы
должны быть
испытаны и
допущены к
применению
установленным
порядком.
Подъем и
опускание
нефтепровода
при ведении
работ по установке
муфт не допускаются.
Максимальное
допустимое
давление в
нефтепроводе
при установке
приварных
ремонтных муфт
должно быть
не более 2,5 МПа.
Все сварные
швы муфты при
изготовлении
должны пройти
100% визуальный
и радиографический
контроль. При
установке муфты
на трубу все
монтажные
сварные швы
должны пройти
визуальный
и ультразвуковой
контроль. Наличие
дефектов, превышающих
требования
ВСН 012-88, не допускается.
Дополнительно
могут применяться
магнитопорошковый
или другие
методы.
Порядок
проведения
ремонта дефектов
Устранение
дефектов, подлежащих
ремонту, может
производиться
как
выборочным
ремонтом отдельных
дефектов в
соответствии
с методами,
регламентированными
настоящим РД,
так и капитальным
ремонтом с
заменой трубы
и с заменой
изоляции на
протяженных
участках
нефтепровода.
При капитальном
ремонте с заменой
изоляции должен
производиться
ремонт всех
имеющихся на
данном участке
дефектов, подлежащих
ремонту, с
последующей
заменой изоляции.
Выбор вида
ремонта (выборочный,
капитальный
с заменой труб,
капитальный
с заменой изоляции)
производится
в зависимости
от:
технико-экономических
показателей
по видам и методам
ремонта;
плотностей
распределения
дефектов ДПР
и ПОР по длине
нефтепровода;
плотностей
распределения
коррозионных
дефектов по
длине нефтепровода;
состояния
изоляционного
покрытия;
конкретных
условий пролегания
нефтепровода;
фактических
и прогнозируемых
показателей
загруженности
нефтепровода.
Очередность
ремонта дефектов
ПОР определяется
исходя из следующих
критериев:
В первую
очередь подлежат
ремонту и устранению
дефекты:
ограничивающие
пропускную
способность
нефтепровода;
расположенные
на переходах
через естественные
и искусственные
водные препятствия;
расположенные
на переходах
через автомобильные
и железные
дороги;
расположенные
вблизи населенных
пунктов и
промышленных
объектов;
расположенные
на местности,
геодезические
отметки и профиль
которых при
выходе нефти
могут привести
к попаданию
ее в реки, водоемы,
населенные
пункты и промышленные
объекты;
расположенные
в труднодоступных
участках
нефтепроводов
(болота, горные
участки и др.).
В зависимости
от значимости
нефтепровода
первоочередному
ремонту и устранению
подлежат дефекты,
расположенные
на:
межрегиональных
магистральных
нефтепроводах,
по которым
транспортируется
нефть многих
грузоотправителей
и осуществляются
поставки на
НПЗ