Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Выпускная квалификационная работа 75с, 23 рис., 32 источника.

анализ современных методов ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов

Объектом исследования является дефекты магистральных нефтепроводов и способы и особенности их устранения.

Цель работы: исследование производства работ по основным методам ремонта дефектных участков нефтепровода и их эффективности.

В процессе работы проводились исследования основных распространенных дефектов и основных методов их устранения. Подробно рассмотрен ремонт магистрального нефтепровода с помощью муфт типа П-1 и П-2 методом постоянного ремонта, восстанавливающим несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

В результате изучения способов ремонта нефтепровода сделан вывод, что применение таких методов ремонта как заварка, шлифовка, установка ремонтной конструкции в отличие от вырезки дефекта (замены катушки) и капитального ремонта нефтепровода с заменой трубопровода производится без остановки перекачки нефти, что дает ряд преимуществ.

Дипломная работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word 2003 и представлена на CD-носителе (в конверте на обороте обложки).

Аннотация

С каждым годом трубопроводы неуклонно стареют, их физический износ увеличивается и, следовательно, увеличивается риск аварий и отказов, что в свою очередь, предполагает необходимость разработки и совершенствования методов ремонта.

В процессе данной работы были рассмотрены основные методы устранения дефектов, применение обжимных приварных муфт типа П-2, технология ремонта по композитно-муфтовому методу, требования к проведению ремонта, проведён сравнительный анализ по методам выборочного ремонта. Был произведён гидравлический расчет, а также расчёт прочности и устойчивости нефтепровода.

Содержание

• Содержание
• Введение
• 1. Классификация дефектов
• 2. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода
• 3. Применяемые конструкции
• 4. Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами
• 4.1 Шлифовка
• 4.2 Заварка дефектов
• 4.3 Вырезка дефекта (замена «катушки»)
• 4.4 Установка ремонтных муфт
• 4.5 Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой.
• 5. Композитно-муфтовая технология
• 5.1 Основы метода ремонта по композитно-муфтовой технологии
• 5.2 Виды ремонтируемых дефектов по КМТ
• 5.3 Технологические операции, выполняемые при установке ремонтной конструкции
• 5.4 Монтаж ремонтной конструкции П-1 на трубопроводе
• 6. Ремонтная конструкция тип П-2
• 6.1. Виды ремонтируемых дефектов с помощью муфты П-2
• 6.2 Монтаж ремонтной конструкции П-2 на трубопроводе
• 7. Ремонтные манжеты Clock Spring
• 8. Расчетная часть
• 8.1. Проверка прочности и устойчивости трубопровода
• 8.2. Гидравлический расчет трубопровода.
• 9. Экологическая безопасность
• Заключение
• Список используемой литературы

Введение

В России функционирует более 200 тыс. километров стальных трубопроводов (магистральных и промысловых), предназначенных для транспортировки нефти, газа, нефтепродуктов. Многие из них отслужили четверть века и более. Под воздействием перекачиваемых по ним продуктов, внешней среды и режима эксплуатации постепенно снижается несущая способность трубопроводов, что неминуемо требует ремонта дефектных участков или перевода состарившихся трубопроводов на новый, более щадящий режим.

Достаточно большой возраст трубопроводов объективно связан с увеличением риска аварий и отказов при эксплуатации в случае отсутствия эффективной системы их предупреждения. Это, в свою очередь, предполагает необходимость разработки и совершенствования методов ремонта.

Повышение надежности трубопроводов является актуальной проблемой на этапе их эксплуатации. Согласно статистическим данным число дефектов, выявляемых на всех уровнях диагностики, составляет от 6 до 9 тысяч в год.

Большая часть дефектов (три четверти) удалена друг от друга. Для их устранения требуется выборочный ремонт. К технологиям выборочного ремонта, обеспечивающим восстановление прочности и долговечности дефектных участков, относятся шлифовка, заварка, установка ремонтной конструкции (муфты), позволяющие производить ремонт без остановки перекачки транспортируемого продукта.

1. Классификация дефектов

Согласно РД-23.040.00-КТН-090-07 [24] дефект нефтепровода - это каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.

Ремонт секции с дефектами должен быть выполнен с учетом взаимного расположения всех имеющихся дефектов, подлежащих ремонту. К дефектным секциям, ремонтируемым только вырезкой, относятся секции с коррозионным повреждением и секции, на которых установлено более двух муфт (тройников), за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы.

Расчет на прочность и долговечность и определение предельного срока эксплуатации труб и сварных соединений с дефектами и особенностями проводится по ОСТ 23.040.00-КТН-574-06 [20].

Дефекты подразделяются на: неопасные, опасные и недопустимые.

Опасный дефект - дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.

Критерием опасности выявленных ВИП дефектов стенки магистральных нефтегазопроводов служит неравенство при котором разрушающее давление трубы с дефектом не должно превышать нормативное испытательное давление:

,

где у0.2 - предел текучести трубной стали.

Комбинированный дефект - два и более дефекта разных типов, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

Рисунок 1.1 Комбинированный дефект на стенке нефтепровода

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

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

Вмятина - местное уменьшение проходного сечения трубы без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.

Глубина вмятины определяется как максимальное расстояние от образующей трубы до поверхности трубы во вмятине

Рисунок 1.2 Вмятина

Гофр - уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода.

Глубина гофра определяется как сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости, измеренных от образующей трубы.

Рисунок 1.3 Гофр

Сужение (овальность) - уменьшение проходного сечения трубы, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности.

Рисунок 1.4 Измерение параметров дефекта "сужение"

Фактический центр сужения может быть смещен от центра трубы с номинальным диаметром.

Дефекты стенки трубы. К ним относятся:

Потеря металла (коррозионная) - локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.

Рисунок 1.5 Внутренняя и внешняя коррозия

Уменьшение толщины стенки технологическое - плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката.

Механическое повреждение типа «риска» - механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.

Рисунок 1.6 Риска

Расслоение - внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения.

Рисунок 1.7 Расслоение

Расслоение с выходом на поверхность - расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.

Рисунок 1.8 Расслоение с выходом на поверхность

Расслоение в околошовной зоне - расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы).



Рисунок 1.9 Расслоение в околошовной зоне

Трещина - дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).

Рисунок 1.10 Трещина

Трещиноподобный коррозионно-механический дефект - дефект в виде одиночной трещины или группы трещин, скорость роста которых определяется воздействием на металл, как коррозионной среды, так и напряжений (коррозионное растрескивание под напряжением).

Потери металла делятся на объединенные и одиночные.

Объединенная потеря металла - это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Объединенная потеря металла характеризуется ее габаритной площадью, определяемой крайними точками дефектов из состава группы и равной произведению длины объединенного дефекта L вдоль оси трубы на ширину объединенного дефекта W по окружности трубы (рисунок 1.11). Дефекты, сгруппированные по указанным критериям, в технических отчетах по диагностике, базе данных «Дефект» и актах ДДК описываются как «объединенные потери металла».

Одиночная потеря металла - это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

Рисунок 1.11 Дефект «объединенная потеря металла» и его габаритная площадь

Механические повреждения поверхности стенки трубы, классифицируемые по ГОСТ 21014 как «риска», «царапина», «задир», «продир», «поверхностная вмятина», идентифицируются по данным ВИП как «риска».

Дефекты сварного соединения (шва) - это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне. Типы и параметры дефектов сварных соединений регламентируются соответствующими нормативными документами.

К дефектам сварного шва относятся:

Трещина, непровар, несплавление - дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, которые по данным ВИП идентифицируются как «несплошность плоскостного типа» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

«Аномалия» поперечного, продольного, спирального сварного шва - это поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным ВТД.

Смещение кромок - несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях, которое по данным ВИП идентифицируется как «смещение» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Косой стык - сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу.

Разнотолщинность стыкуемых труб с отношением толщин стенок более 1,5 является дефектом (за исключением стыков, выполненных по специальным техническим условиям, с соответствующей записью в журнале сварки).

Дефектный сварной стык - кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов. В базах данных, содержащих сведения о дефектах, учету подлежат «дефектные сварные стыки» без указания в них количества дефектов.

К дефектам нефтепровода относятся:

- недопустимые соединительные детали;

- недопустимые конструктивные детали и приварные элементы.

К недопустимым соединительным деталям относятся детали незаводского изготовления: отводы, тройники, переходники, заглушки.

Сварные секторные отводы заводского изготовления, выполненные не по ТУ 102-488-05 «Детали соединительные и узлы магистральных трубопроводов на Рр до 10 МПа (100 кгс/см2)», включаются в состав дефектов и подвергаются ДДК. По результатам ДДК устанавливается классификация отвода.

К недопустимым конструктивным деталям и приварным элементам нефтепровода относятся:

а) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

б) ремонтные конструкции, не разрешенные к применению НД, действовавшим на момент установки;

в) ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов более чем на 10%;

г) временные ремонтные конструкции, у которых закончился предельный срок эксплуатации;

д) накладные детали из частей труб;

е) вантузы, отборы давления, механические сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, бобышки, «чопики», места приварки шунтирующих перемычек, контактов контрольно-измерительной аппаратуры, у которых закончился предельный срок эксплуатации;

Бобышка - патрубок с внутренней резьбой для отвода нефти, заглушенный резьбовой пробкой, обваренной по контуру, или с вентилем для отбора давления.

«Чопик» (чоп) - стальная пробка для устранения сквозных отверстий, устанавливаемая с обваркой по контуру.

ж) кожухи, касающиеся стенки трубы;

з) сварные присоединения, не соответствующие НД.

Конструктивные детали и приварные элементы, обнаруженные ВИП, характеристики которых не указаны в техническом задании на внутритрубную диагностику участка нефтепровода, включаются в состав дефектов и подвергаются ДДК. По результатам ДДК устанавливается классификация деталей и предельный срок их эксплуатации.

По происхождению дефекты изделий подразделяют на производственно- технологические, технологические и эксплуатационные. Дефекты первого вида связаны с изготовлением материала и заготовок изделий. Технологические дефекты связаны с изготовлением и ремонтом деталей (сваркой, пайкой, механической, термической и другими видами обработки). Дефекты последнего вида возникают после некоторой наработки изделия в результате усталости металла деталей, коррозии, изнашивания и т.д., а также неправильного технического обслуживания и эксплуатации.

2. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

Для ремонта дефектных секций и отдельных дефектов магистральных и технологических нефтепроводов применяться следующие методы ремонта:

- шлифовка;

- заварка;

- установка ремонтной конструкции;

- вырезка.

Ремонт дефектной секции - восстановление несущей способности секции до уровня бездефектного нефтепровода на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта, патрубок с эллиптическим днищем, муфтовый тройник, разрезной тройник, герметизирующий чоп («чопик»).

Одиночные сквозные отверстия диаметром до 40 мм (в том числе после устранения патрубков) устраняются установкой чопов («чопиков») и обваркой в соответствии с «Технологией ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

Сварные присоединения, патрубки, не соответствующие требованиям НД, устраняются с помощью патрубка с усиливающей накладкой и усиливающей муфтой по технологии КМТ (П1П7), муфтовых тройников (П8), разрезных тройников (П9), устанавливаемых по «Технологии ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

При назначении методов ремонта дефектов и дефектных секций должны выполняться следующие требования:

1) все дефекты должны быть отремонтированы в сроки, не превышающие предельные сроки эксплуатации, указанные в отчете по ВТД;

2) дефектная секция должна быть отремонтирована шлифовкой, заваркой, установкой ремонтных конструкций в соответствии с требованиями пп. 2.4-2.15. Размеры муфт определяются из условия исключения их вырезки на срок не менее 6 лет, но не более срока эксплуатации нефтепровода. Если на секции уже установлена муфта, размеры устанавливаемой муфты определяются из условия исключения их вырезки на срок не менее 2 лет.

3) ремонт выполняется методом вырезки, если при установке ремонтных конструкций не выполняются требования пп. 2.4 - 2.15, или при наличии на дефектной секции конструктивных и соединительных деталей и приварных элементов, которые препятствуют установке ремонтной конструкции.

Не допускается установка более двух муфт (тройников) на секцию за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы. Устранение ранее установленных муфт (тройников), не отвечающих данным условиям, проводится методом вырезки.

В пределах дефектной секции не допускается ремонт методами вырезки и установки муфты (тройника) одновременно. При этом назначается общий метод ремонта - вырезка.

Размеры ремонтных конструкций должны соответствовать НД на их изготовление и установку. При этом длина муфты П2 выбирается с шагом 50 мм, но не более 3000 мм.

Расстояние L (пп.4-7 табл. 2.1) между ближайшими торцами муфт (тройников) не должно быть менее Dн.

Расстояние L между ближайшими краями вырезок, между торцом муфты (тройника) и ближайшим краем вырезки не должно быть менее Dн. При невыполнении данных условий назначается общий метод ремонта - вырезка. Длина вырезаемой катушки должна быть не менее Dн.

Не допускается установка технологических колец муфты на кольцевые сварные швы трубопровода, гофры. Для установки муфты дефекты, попадающие (полностью или частично) под технологические кольца муфты и допускающие ремонт шлифовкой или заваркой, должны быть отремонтированы указанными методами ремонта.

Расстояние L1 (п.1 табл. 2.1) от торца технологического кольца муфты до края не отремонтированного дефекта вне муфты должно быть не менее 4t.

Расстояние L2 (п.1 табл. 2.1) от торца технологического кольца муфты до кольцевого сварного шва вне муфты должно быть не менее 4t.

Для приварных муфт (тройников) расстояние L3 (п.1 табл. 2.1) от шва приварки муфты к трубе до кольцевого сварного шва должно быть не менее 100 мм.

Для приварных муфт (тройников) расстояние L4 (п.1 табл. 2.1) от шва приварки муфты (тройника) к трубе до края дефекта вне муфты (тройника), отремонтированного заваркой должно быть не менее 100 мм. Для установки муфты (тройника) дефекты, попадающие (полностью или частично) в зону шва и менее 100 мм от шва приварки муфты (тройника) к трубе и допускающие ремонт шлифовкой, должны быть отремонтированы указанным методом ремонта.

Расстояние L5 (п.1 табл. 2.1) от шва приварки муфты к трубе до края дефекта, ремонтируемого приварной муфтой, должно быть не менее 100 мм.

Для муфты П1 величина перекрытия L6 (п.3 табл. 2.1) места ремонтируемого дефекта должна быть не менее 1,65 Dн для дефекта кольцевого сварного шва, дефекта ориентированного в окружном направлении, продольной трещины и внутренней коррозии. Для других типов дефектов, ремонтируемых муфтой П1, величина L6 должна быть не менее 0,5Dн.

Расстояние от сварных швов приварки элементов ремонтных конструкций к трубе до сварных швов присоединений и патрубков должно быть не менее 100 мм.

Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся ранее установленные необжимная приварная муфта (В1), муфта с коническими переходами (В2).

Для ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт предельный срок эксплуатации определяется в зависимости от отношения проектного давления нефтепровода Рпроект в этой зоне к рабочему (нормативному) давлению Рраб по СНиП 2.05.06.

По истечении срока муфты с коническими переходами, необжимные приварные муфты должны быть заменены постоянными методами ремонта.

Дефекты в сочетании с приваренными к трубе кольцами, оставшимися после демонтажа элементов необжимных приварных муфт или муфт с коническими переходами, ранее приваренными обжимными муфтами, а также вварные и накладные заплаты, могут быть отремонтированы с помощью композитных муфт.

Для дефекта в поперечном сварном шве, расположенного на расстоянии менее 10 номинальных диаметров от границ гофра (кроме гофров на гнутых отводах), при угловом положении центра дефекта шва относительно центра гофра в диапазоне от 120 до 240 град. применяется вырезка стыка и гофра, как постоянный метод ремонта.

Все ремонтные конструкции должны иметь документацию, подтверждающую их соответствие требованиям ТУ на изготовление, технологии сварочно-монтажных работ и заключения по результатам дефектоскопического контроля сварных швов.

Таблица 2.1 - Требования к установке и взаимному расположению муфт на секции

№ п/п	Параметры	Описание
1.		Приварная муфта на стенке секции (П2, П6, П8, П9) пп. 3.9-3.13
2.		Приварная муфта на сварном стыке (П3, П4, П5У) пп. 3.9, 3.12, 3.13
3.		Композитная муфта на стенке или стыке секции (П1, П1В, П1П7) п.3.14
4.		Муфты на сварных стыках (П1, П3, П4, П5У, П6) п.3.7
5.		Муфты на секции (П1, П1П7, П1В, П2, П4, П6, П8, П9) и сварных стыках (П1, П3, П4, П5У, П6) п.3.7
6.		Муфты на секции (П1, П1П7, П1В, П2, П4, П6, П8, П9) п.3.7, 3.10, 3.11
7.		Муфты на соседних секциях (П1, П1В, П2, П6, П8, П9) п.3.7

3. Применяемые конструкции

На рисунках (таблицы 3.1 и 3.2) показаны ремонтные
конструкции и методы ремонта, используемые при ремонте в соответствии с

РД-23.040.00-КТН-090-07.

Таблица 3.1 - Ремонтные конструкции для постоянного ремонта

Обозначение (код ремонта)	Ремонтная конструкция*, метод ремонта	Описание ремонтной конструкции, метода ремонта
Ремонтные конструкции
	П1 (71)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Композитная муфта, устанавливаемая по технологии КМТ
П1В (72)		Композитная муфта для ремонта вантузов, устанавливаемая по технологии КМТ
	П1П7 (73)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Композитная муфта для ремонта отверстий, патрубков ремонтной конструкции П7, устанавливаемая по технологии КМТ
	П2 (62)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Обжимная приварная муфта с технологическими кольцами
	П3 (64)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Галтельная муфта для ремонта поперечных сварных швов
	П4 (65)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Галтельная муфта с короткой полостью с заполнением антикоррозионной жидкостью для ремонта поперечных сварных швов и «чопиков» с примыканием к поперечному шву
	П5 (66)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сварная галтельная муфта с технологическими кольцами для ремонта поперечных сварных швов
	П5У (68)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Удлиненная сварная галтельная муфта с технологическими кольцами для ремонта поперечных сварных швов и дефектов в стенке трубы, примыкающих к поперечному сварному шву и расположенных в зоне шириной до (0,75Dн -100 мм) в каждую сторону от поперечного сварного шва
	П6 (67)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр с заполнением антикоррозионной жидкостью
	П7 (80)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Патрубок с усиливающей накладкой для ремонта патрубков и отверстий. Патрубок диаметром 325 мм устанавливается на нефтепроводах диаметром 1220 мм
	П8 (81)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Муфтовый тройник для ремонта вантузов, сигнализаторов пропуска средств очистки и диагностики, отборов давления, патрубков, отверстий
	П9 (82)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Разрезной тройник заводского изготовления (патрубок приварен к полумуфте тройника в заводских условиях) для ремонта патрубков, отверстий
	П10 (120)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Герметизирующие чопы для ремонта отверстий
Методы ремонта
Ш (1)	Шлифовка	Снятие в зоне дефекта путем шлифования слоя металла для восстановления плавной формы поверхности стенки трубы. Ремонт дефектов глубиной до 20% от номинальной толщины стенки.
З (20)	Заварка	Восстановление толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки. Ремонт дефектов стенки трубы с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм.
В (100)	Вырезка	Вырезка секции или участка секции с дефектом из нефтепровода и замена бездефектной «катушкой».
ЗУ (160)	Замена участка	Замена участка нефтепровода длиной более заводской длины трубы с дефектами на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2.05.06

Примечание: *) Размеры для справок (для нефтепроводов диаметром 530-1220 мм) в соответствии с РД-75.180.00-КТН-164-06, РД-23.060.30-КТН-572-06, РД-23.040.60-КТН-332-06, РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников», ТУ 1469-001-01297858-01.

Таблица 3.2 - Ремонтные конструкции для временного ремонта

Обозначение (код ремонта)	Ремонтная конструкция*)	Описание ремонтной конструкции
	В1 (63)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приварная необжимная муфта с технологическими кольцами и заполнением антикоррозионной жидкостью
	В2 (61)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приварная муфта с коническими переходами и заполнением антикоррозионной жидкостью

Примечание: *) Размеры для справок (для нефтепроводов диаметром 530-1220 мм) в соответствии с ТУ 1469-001-01297858-01.

4. Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами

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 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.

4.1 Шлифовка

Шлифовка используется для ремонта секций и соединительных деталей (отводы, тройники, переходники, заглушки и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа "аномалии сварного шва" (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в РД 08.00-60.30.00-КТН-050-1-05.

Шлифовка используется для ремонта во вмятинах дополнительных дефектов - рисок, потерь металла, трещин, расслоений с выходом на поверхность в соответствии с таблицей 6.2.

Сварные присоединения (места старых приварок контрольно-измерительных колонок, места приварок шунтирующих перемычек и другие наплавления металла), примыкающие к бездефектному поперечному или продольному сварному шву, зашлифовываются заподлицо с поверхностью трубы.

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.

После шлифовки должна проверяться остаточная толщина стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии. Остаточная толщина должна быть не менее 80 % от номинальной толщины стенки.

При шлифовке трещин перед установкой муфты глубина выбранного металла должна превышать глубину трещины не менее, чем на 5 % от номинальной толщины стенки. Остаточная толщина стенки после шлифовки трещин должна быть не менее 5 мм.

Ремонт шлифовкой запрещен на переходах через естественные и искусственные препятствия и другие ответственные участки.

4.2 Заварка дефектов

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов стенки трубы типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа "аномалии поперечного сварного шва" (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, недостаточное или отсутствующее усиление, недостаточная ширина шва) .

Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 100 мм. Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 100 мм.

Заварку разрешается проводить при наличии в трубопроводе избыточного давления не менее 0,1 МПа и максимальном допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа с учетом погрешности измерения применяемых приборов.

Заварка дефектных мест выполняется ручной электродуговой сваркой электродами основного типа.

Перед заваркой полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров) зачищается до металлического блеска механическим способом (фрезой или шлифовкой) с целью:

· получения формы кратера, обеспечивающего равномерное и качественное наложение валиков;

· полного удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных

· микротрещин.

Прилегающие к кратеру участки зачищаются до металлического блеска на ширину не менее 15 мм, но предварительно с поверхности трубы удаляются остатки изоляции, грязь, масло.

Количество наплавочных слоев (без учёта контурного шва) должно быть не менее трёх. Сварные швы должны быть плотными, с мелкой чешуйчатостью (0,5 - 0,7 мм) и обеспечивать плавный переход к основному металлу. Подрезы на основном металле не допускаются.

После остывания наплавленный участок обрабатывается механическим методом, при этом поверхность должна быть ровной, без видимой чешуйчатости, усиление равномерным по всей площади. Высота усиления должна быть 0,7 - 1,5 мм.

Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов на стенке трубы должна соответствовать требованиям, приведенным в разделе 10 РД 153-39.4-086-01 (введенным в действие РД-08.00-60.30.00-KTН-056-1-05).

Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов поперечных сварных швов должна соответствовать требованиям, приведенным в «Технологии ремонта дефектов кольцевых сварных швов действующих магистральных нефтепроводов методом наплавки».

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю для выявления внешних дефектов и ультразвуковому контролю для выявления внутренних дефектов. По результатам неразрушающего контроля качества сварных швов оформляется заключение установленной формы по РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05.

4.3 Вырезка дефекта (замена «катушки»)

При этом способе ремонта секция или участок секции 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) или при наличии на секции более двух муфт.

Способ вырезки дефектного участка трубопровода назначается в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и применённой технологии ремонта.

При вырезке дефектных участков используются следующие виды резки:

· газовая резка:

o машинная кислородная резка;

o ручная кислородная резка;

o воздушно-плазменная резка;

· резка с использованием энергии взрыва;

· холодная резка.

В общем случае при выборе способа вырезки необходимо иметь в виду следующее:

газовая резка возможна только при условии выполнения всех противопожарных требований, предъявляемых к ведению огневых работ во взрывоопасных условиях (т.е. трубопровод должен быть опорожнен и загерметизирован);

вырезка дефектного участка трубопровода с помощью энергии взрыва применяется на заполненных перекачиваемым продуктом или опорожненных трубопроводах в соответствии с действующим руководством по их применению;

холодная резка требует обеспечения свободного вращения вокруг трубопровода двигателя с редуктором, т.е. соответствующей подготовки котлована, а также охлаждения рабочего органа (фрезы) смазочно-охлаждающей жидкостью для обеспечения пожарной безопасности.

Газовая резка.

Кислородная резка может применяться при выполнении всех видов сварочно-монтажных и ремонтных работ на трубах из углеродистых и низколегированных сталей, в том числе и для выполнения огневых работ при избыточном давлении 200-500 Па. В качестве горючего газа применяется баллонный сжиженный газ (пропан) или ацетилен в баллонах, а для резки -кислород технический по ГОСТ 5583-78.

Разметка линии реза на трубе и установка направляющего пояса при машинной резке выполняются с помощью ленточного шаблона.

Кромки труб после кислородной резки должны зачищаться шлифмашинкой или напильником до металлического блеска.

При наличии изоляции на трубах разрезаемый участок трубы шириной 50-100 мм по периметру должен тщательно зачищаться механической или ручной проволочной щёткой. На поверхности не должно быть слоя праймера, следов изоляции, окалины, масляных и жировых загрязнений.

Кислородная резка не может применяться для резки труб из многослойного металла, легированных сталей.

Воздушно-плазменная резка металлов - один из наиболее эффективных процессов термической резки. Процесс плазменной резки может выполняться механизированным (полуавтоматическая резка) или ручным способами.

Плазменной резке могут подвергаться трубы из низкоуглеродистых и низколегированных сталей (сталь 20, 17Г1С, дисперсионно-твердеющие типа Х60, Х65) термоупрочнённые, трубы из стали с контролируемой прокалкой, многослойные трубы.

Перед сваркой кромки труб, выполненные плазменной резкой, должны зачищаться до металлического блеска (на глубину не менее 0,3 мм) и очищаться от остатков шлака шлифовальной машинкой. Точность и качество поверхности реза согласно ГОСТ 14792-80.

Резка с использованием энергии взрыва.

Метод резки труб с помощью энергии взрыва разработан Институтом электросварки им. Е.О. Патона и является высокопроизводительным и эффективным технологическим процессом резки труб в полевых условиях при производстве ремонтно-восстановительных работ.

Сущность метода заключается в следующем: заряд, выполненный в виде медной трубки с кумулятивной выемкой устанавливается по периметру трубы на расстоянии h=10-21 мм, в зависимости от размеров трубы. В момент взрыва создаётся направленное действие сфокусированной энергии, что мгновенно разрезает металл. Включение заряда в действие осуществляется дистанционно с помощью электроимпульса.

Перед сваркой концы труб после взрывной резки должны быть обрезаны газовой или плазменной резкой под фаску.

Холодная резка.

Пневматический труборез "Файн-600" предназначен для вырезки поврежденных участков трубопроводов.

Труборез может быть использован как для разделительной резки, так и для резки под фаску.

Труборез состоит из двигателя и редуктора, который приводит в движение рабочий диск фрезы и тележку, оснащённую зубчатыми колёсами и роликовой цепью. Труборез устанавливается четырьмя колёсами на обрезаемую трубу и фиксируется на ней роликовой цепью. После включения двигателя плотно фрезы путём вращения вручную рукоятки вертикальной подачи прижимается к трубе до тех пор, пока стенка трубы не будет перерезана. Затем при помощи ручки включения хода приводятся в движение зубчатые ведущие колёса, которые тянут по окружности тележку.

Таким образом, фреза продвигается вокруг трубы и производит самостоятельную резку.

Метод ремонта нефтепровода путем замены участка может применяться для ремонта всех дефектов, находящихся на определенном участке нефтепровода. Замена участков должна проводиться по экономическим соображениям и в труднодоступных местах (подводные переходы, участки болот и т.д.).

Порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке «катушек», требования к врезаемым «катушкам» определяются ОР-13.01-45.21.30-КТН-004-2-02*.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать действующим нормативным документам, отвечающим требованиям вновь строящегося трубопровода.

4.4 Установка ремонтных муфт

Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с ТУ 1469-001-01297858-01 «Приварные муфты и патрубки для ремонта действующих магистральных трубопроводов», конструкторской документацией, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

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 этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20% (допускается превышение 20% при округлении величины толщины стенки муфты до ближайшего стандартного значения толщины листа). При установке муфты на дефектный кольцевой сварной шов, соединяющий трубы разной толщины, или на дефект «разнотолщинность стыкуемых труб» учитывается наименьшая толщина стенки трубы, входящей в соединение. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются. Установка муфт должна производиться в соответствии с РД 153-39.4-086-01.

Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой 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, с учетом ограничений, приведенных в таблицах 6.1-6.5, и в соответствии с требованиями ТУ 1469-001-01297858-01 и технологии на установку муфт данного типа.

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.

Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.

Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы и околошовные зоны поверхности основного металла должны пройти контроль в соответствии с РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05.

Установка композитных муфт П1В и П1П7 проводится в соответствии с РД-23.060.30-КТН-572-06.

Установка муфтовых тройников П8 проводится в соответствии с РД-23.040.60-КТН-332-06.

Установка разрезных тройников П9 проводится в соответствии с РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

ремонт нефтепровод патрубок накладка

4.5 Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой

Патрубки должны быть изготовлены в соответствии с утвержденными техническими условиями, технологическим процессом, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Установка патрубков должна производиться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-086-01. Расстояние между швами усиливающей накладки патрубков и сварными швами трубы, в т.ч. спиральными, должно быть не менее 100 мм.

Высота патрубка должна быть не менее половины диаметра патрубка, но не менее 100 мм. Максимальный диаметр патрубка определяется в соответствии с таблицей 6.5. Патрубок должен иметь такой диаметр, чтобы расстояние от внутренней поверхности патрубка до края дефекта было не менее 4 толщин стенки ремонтируемой трубы. Усиливающая накладка должна иметь ширину не менее 0,4 диаметра патрубка и иметь технологические отверстия, а толщина накладки должна приниматься равной толщине стенки трубы.

Эллиптические днища применяются заводского изготовления и должны иметь следующие размеры:

· высота не менее 0,4 диаметра патрубка,

· высота цилиндрической части равна 0,1 диаметра патрубка,

· радиус сферической части не менее диаметра патрубка,

· радиус перехода сферической части к цилиндрической не более диаметра патрубка;

В стенке патрубка должно быть выполнено отверстие диаметром
8 мм для выхода газов при сварке. После окончания работы в отверстие забивается "чопик" и обваривается.

Контроль всех сварных соединений проводится в соответствии с требованиями РД 153-394-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы».

Таблица 4.1 - Допустимые размеры приварных патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой

Диаметр нефтепровода, мм	Допустимые диаметры приварных патрубков, мм	Допустимая ширина накладки, мм	Допустимая толщина стенки патрубка (не менее), мм
377	108	44	6
426	108	44	6
530	108	44	6
	159	64	6
720	108	44	6
	159	64	6
	219	88	6
820	108	44	6
	159	64	6
	219	88	6
1020	108	44	6
	159	64	6
	219	88	6
1220	108	44	6
	159	64	6
	219	88	6
	325	130	10

5. Композитно-муфтовая технология

Эта технология, разработанная английской фирмой British Gas и успешно применяемая в мировой практике для ремонта трубопроводов в течение последних пятнадцати лет, основана на использовании стальных муфт, устанавливаемых на трубопровод с кольцевым зазором, заполняемым специальным затвердевающим композитным составом.

Внедрение композитно-муфтовой технологии ремонта позволяет:

1. Сократить до минимума ремонт методом врезки "катушек", в результате чего:

· исключается необходимость остановки перекачки нефти на время ремонта;

· значительно снижаются трудоемкость и стоимость ремонта;

· исключаются экологические проблемы загрязнения, прилегающей к месту ремонта территории.

2. Повысить безопасность ремонта за счет исключения сварочных работ на поверхности действующего трубопровода.

3. Полностью восстановить прочность и ресурс отремонтированных участков трубопровода.

4. унифицировать технологию ремонта дефектов трубопровода различных типов и размеров.

5. Проводить плановый выборочный ремонт дефектосодержащих участков трубопровода по данным внутритрубной диагностики при минимальном снижении рабочего давления перекачки нефти.

Для обеспечения единого подхода к планированию и проведению в ОАО МН ремонтных работ по композитно-муфтовой технологии в АК "Транснефть" разработан документ - " Технология проведения работ по композитно-муфтовому ремонту магистральных нефтепроводов "[10].

Для автоматизированного определения параметров ремонтных конструкций при проведении ремонта магистральных трубопроводов по композитно-муфтовой технологии по результатам внутритрубной диагностики был разработан программный комплекс “Repipe”.

5.1 Основы метода ремонта по композитно-муфтовой технологии

В основе метода лежит установка на участок трубопровода с дефектом композитно-муфтовой ремонтной конструкции, которая обеспечивает полное восстановление прочности и долговечности отремонтированного участка трубопровода до уровня бездефектной трубы при воздействии статических и циклических нагрузок.

Композитно-муфтовая ремонтная конструкция состоит из стальной муфты, сваренной из двух полумуфт, которая устанавливается на трубе по центру дефекта с кольцевым зазором от 6мм до 40мм. Большой допуск для кольцевого зазора позволяет ремонтировать трубопроводы с дефектами геометрии поперечного сечения и изгибом продольной оси. Концы кольцевого зазора заполняются затвердевающим герметиком. Для герметизации боковых зазоров предусмотрено использование мастики герметизирующей «Дамас» по ТУ 2257-050-18563945-2003.

Образовавшийся объем между трубой и муфтой заполняется композитным составом «Дэка» ТУ 2257-051-18563945-2003 для передачи механических нагрузок с ремонтируемого участка трубопровода на муфту.

На время проведения ремонтных работ по композитно-муфтовой технологии проходное давление в зоне дефекта должно быть снижено из соображений безопасности при обследовании дефектных участков, установке ремонтной конструкции и на время отверждения композитного состава, а также из условия восстановления несущей способности отремонтированного дефектного участка трубопровода до уровня бездефектной трубы. Требования к снижению рабочего давления при ремонте магистральных трубопроводов по композитно-муфтовому методу приведены в “Методике на проведение выборочного ремонта трубопроводов композитно-муфтовым методом на основе результатов внутритрубной диагностики”.

Муфты, используемые для ремонта дефектов трубы, могут устанавливаться на прямые трубы, на трубы с изгибом с радиусом изгиба не менее 1,5Dн.

Ремонтная муфта со сварным соединением полумуфт (Рисунок 5.1) состоит из двух полумуфт, которые соединяются между собой сварными швами при монтаже муфты на трубопровод. При этом сама муфта к трубопроводу не приваривается. Боковые кромки обеих полумуфт имеют разделку под сварку. Полумуфты изготавливают из листовой стали, при этом прочностные характеристики металла муфты должны быть не ниже характеристик прочности металла трубы, а толщина стенки муфты не меньше толщины стенки трубы.

В нижнюю полумуфту ввинчиваются два входных стальных патрубка, предназначенные для подсоединения к ним гибких шлангов, по которым будет подаваться композитный состав, при этом один патрубок является основным для подачи композитного состава, а другой является резервным (подключение к резервному патрубку производится в случае засорения основного).

В верхнюю полумуфту ввинчиваются два выходных стальных патрубка. Кроме того, в верхней полумуфте имеются три ряда контрольных отверстий с болтами, предназначенными для выпуска воздуха и контроля уровня композитного состава при заливке.

В обеих полумуфтах имеются по четыре резьбовых отверстия, в которые вворачиваются установочные болты, предназначенные для регулировки зазора между муфтой и трубой и выполняющие функцию опор при установке муфты на трубопровод.

Длина муфты зависит от вида, длины дефекта в осевом направлении и наружного диаметра трубопровода.

Для ремонта трубопроводов диаметром 530 мм 720 мм, 820 мм, 1020 мм, 1220 мм применяют муфты длиной: 1000 мм; 1500 мм; 2000 мм; 2500 мм; 3000 мм; 3500мм; трубопроводов диаметром 219 мм, 273 мм, 277 мм, 325 мм, 377 мм, 426 мм применяют муфты длиной: 500 мм, 750 мм, 1000 мм, 1250 мм, 1500 мм, 1750 мм, 2000 мм, 2250 мм, 2500 мм, 2750 мм, 3000 мм, 3250 мм, 3500 мм.

В случае, если длина требуемой для ремонта муфты превышает 3500 мм, то применяют сварную составную муфту, состоящую из нескольких муфт, расположенных встык друг с другом и соединенных между собой кольцевым сварным швом.

Рисунок 5.1 Ремонтная муфта со сварным соединением полумуфт

5.2 Виды ремонтируемых дефектов по КМТ

Композитно-муфтовая технология позволяет выполнить постоянный ремонт трубопроводов диаметром от 325мм до 1220мм, имеющих следующие виды дефектов без течи:

Потеря металла (любого происхождения и конфигурации, внутренняя и наружная) протяженностью до заводской длины трубы, шириной до 60% от длины окружности трубы и глубиной до 90% от номинального значения толщины стенки:

механического происхождения (царапины, задиры, забоины),

коррозионного происхождения (общая коррозия, местная коррозия, коррозионные язвы, ручейковая коррозия, точечная коррозия),

технологического происхождения, связанного с изготовлением листа или труб (например, вмятина в прокате).

Трещины глубиной до 70% от номинального значения толщины стенки с длиной: не более радиуса трубы в осевом направлении или до 60% от длины окружности трубы в окружном направлении.

Дефекты и трещины в продольных, поперечных и спиральных сварных швах в соответствии с требованиями РД 153-39-030-98 /1/.

Расслоения длиной до заводской длины трубы, в том числе расслоения с выходом на поверхность и в зоне сварных швов.

Вмятины в соответствии с таблицей 6.3

Таблица 5.1 - Допустимая глубина вмятин и гофров при ремонте по композитно-муфтовой технологии

Dн, мм	325	377	426	530	720	820	1020	1067	1220
Нд, мм	33	38	43	53	50	48	45	45	45
Нд - допустимая глубина вмятины или сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости гофра

5.3 Технологические операции, выполняемые при установке ремонтной конструкции

Организация и технологическая последовательность выполнения основных работ по ремонту дефектных участков трубы с применением ремонтных конструкций П1следующая:

-определить и обозначить местоположение дефекта на местности;

-снизить рабочее давление до 2,5МПа;

-вскрыть трубопровод до нижней образующей;

-доработать ремонтный котлован на глубину не менее 0,8 м от нижней образующей трубы;

-уточнить местоположение дефекта и положение трубопровода;

-отключить нефтепровод от системы электрохимзащиты;

-демонтировать изоляционный слой трубопровода;

-провести ДДК;

-устранить дефект;

-восстановить изоляцию трубопровода;

-выполнить контроль качества выполненных изоляционных работ;

-подключить трубопровод к системе электрохимзащиты;

-засыпать котлован.

5.4 Монтаж ремонтной конструкции П-1 на трубопроводе

Работы по устранению дефектов на линейной части МН производить в соответствии с РД-75.180.00-КТН-164-06 [27], РД-23.040.00-КТН-090-07 [24] и операционной технологической картой ТК-01-05[32].

Монтаж ремонтной конструкции П1 выполнять в следующей последовательности:

- очистить поверхность нефтепровода в месте дефекта от изоляционного покрытия, следов коррозии и грязи. Работы производить ручным инструментом (ручные скребки, металлические щетки и др.). Очистку трубы в зоне дефекта производить ручной металлической щеткой. Длина очищенного участка трубопровода должна превышать длину устанавливаемой муфты на 300-400 мм (150 - 200 мм с каждой стороны). На очищенной поверхности не должно быть острых выступов, заусенцев, брызг металла, а также остатков изоляционного и защитного покрытия;

- провести ДДК дефекта в соответствии с требованиями ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03 «Регламент и методика проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических трубопроводов». По результатам ДДК оформить акт, который утверждается главным инженером ОАО. При несовпадении фактических параметров и типа дефекта, определенных ДДК, с данными отчета по диагностики, которые приводят к изменению метода ремонта, согласно [24], работы должны быть остановлены. Запрещается возобновление работ без выполнения процедур предусмотренных ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03;

...