В целом по данному участку трубопровода можно отметить следующее: всего  обнаружено особенностей нефтепровода - 13821, из них документировано с  выдачей сертификатов- 115 (0.83% от общего числа особенностей). 
 
 
 
 
 

     Таблица 1.6 Информация об опасных дефектах

     В таблице 1.6 приводится список особенностей типа "потеря металла внешняя"(14 шт.), имеющих остаточную толщину стенки трубы в пределах 3.6 - 3.8 мм. Величина в 3.6 мм является пороговым значением измерений для данного типа ВИС "Ультраскан". 
 
 

     2. Выбор схемы ремонта  и организация  капитального

     ремонта

      2.1. Классификация дефектов 

    Дефект  магистрального и технологического нефтепровода – это отклонение геометрического параметра стенки трубы, сварного шва, показателя качества материала трубы, не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающее при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации нефтепровода, а также недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральные и технологические нефтепроводы и обнаруживаемые внутритрубной диагностикой, визуальным или приборным контролем или по результатам анализа исполнительной документации объекта.

    Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные  с изменением ее формы. К ним относятся:

    "Вмятина" - локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.

    "Гофр" - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.

    "Овальность" – дефект геометрии, при котором сечение трубы имеет отклонение от круглости, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях.

    Дефекты стенки трубы. К ним относятся:

    "Потеря  металла"  - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.

    "Риска" (царапина, задир) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении.

    "Расслоение" - несплошность металла стенки трубы.

    "Расслоение  с выходом на  поверхность” (закат, плена прокатная) - расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.

    "Расслоение  в околошовной  зоне" - расслоение, примыкающее к сварному шву.

    "Трещина  – дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы.

Дефекты сварного шва – это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами (СНиП III-42-80, ВСН 012-88, СП 34-101-98), - выявленные методами визуально-измерительного, ультразвукового, радиографического, магнитографического контроля и внутритрубной диагностикой.

    К дефектам сварного шва относятся:

    Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются как "несплошности плоскостного типа" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

    Поры, шлаковые включения, наружные дефекты (утяжина, подрез, превышение проплава) – классифицируются как "аномалии" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

    Смещение  кромок - дефект сборки в виде несовпадения срединных линий стенок стыкуемых труб (для кольцевого шва) или стыкуемых листов (для спиральных и продольных швов), классифицируется как "смещение" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

   Комбинированными дефектами являются комбинации из приведенных  дефектов. К таким дефектам относятся:

• дефект геометрии в сочетании с риской, потерей металла, расслоением или трещиной;
• дефект геометрии, примыкающий или находящийся на сварном шве;
• аномалии сварных швов в сочетании со смещениями;
• расслоение, примыкающее к дефектному сварному шву.

   К дефектам нефтепровода относятся недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

• тройники;
• плоские и другие заглушки и днища;
• сварные секторные отводы;
• переходники;
• патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;
• заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
• накладные элементы из труб («корыта»), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные настоящим РД или другими нормативными документами.

     Дефекты, обнаруженные на магистральном и  технологическом нефтепроводах подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

   Дефектами, подлежащими ремонту, являются дефекты  труб, конструктивные элементы, соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов, и относятся по ним и методикам, согласованным с Госгортехнадзором России к повреждениям.

   Дефектами первоочередного ремонта являются дефекты, представляющие повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащие ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности трубы.

   Критерии  классификации дефектов на ДПР и  ПОР приведены в таблице 4.2.

   Соединительные  детали (тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники), не соответствующие СНиП 2.05.06-85* и установленные на линейной части МН, технологических трубопроводах НПС, работающих при давлениях (допустимых) более 2,0 МПа классифицируются как ПОР.

   Соединительные  детали, не отвечающие требованиям  СНиП 2.05.06-85*, установленные на технологических трубопроводах НПС и работающих при давлениях менее 2,0 МПа подлежат дополнительному дефектоскопическому контролю по определению качества сварных соединений и состояния стенки на наличие или отсутствие в них дефектов ПОР. По результатам ДДК уточняется их классификация.

   Дефекты, параметры которых не могут быть определены только по данным ВИП или  могут содержать дополнительные дефекты, с целью более точного определения степени опасности дефекта и очередности ремонта подлежат дополнительному дефектоскопическому контролю (ДДК) или дополнительному пропуску ВИП, технические возможности которого позволяют обнаруживать комбинированные дефекты. Необходимость проведения ДДК определяется таблицей 2.1. 

           Таблица 2.1. Необходимость проведения ДДК

 

     В первую очередь ДДК необходимо проводить для дефектов, имеющих глубину на уровне ограничений технических возможностей ВИП (глубиной 70% от толщины стенки трубы для магнитного дефектоскопа, с остаточной толщиной от 3 мм до 5,6 мм для ультразвукового дефектоскопа типа WM, указываемой в конкретных отчетах по внутритрубной диагностике).

     Дефекты геометрии глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра, выявленные по результатам  пропуска ВИП, включаются в состав дефектов ПОР, и по результатам ДДК определяется наличие в них дополнительных повреждений и уточняется их классификация.

     При проведении ДДК используются следующие  методы неразрушающего контроля:

• визуально-измерительный;
• ультразвуковой;
• радиографический;
• магнитный (магнитографический и др.).

     Возможно  применение (при необходимости) других методов контроля, обеспечивающих выявление дефектов и определение их параметров (капиллярный, вихретоковый и др.).  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 2.2  Классификация дефектов