Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода «Калтасы – Уфа – 2» на подводном переходе р.Калмаш

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.

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 < 0,4tост 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.