Внутритрубное обследование
Cтраница 1
Внутритрубное обследование играет важную роль в программах АК Транснефть по техническому обслуживанию, ремонту, обеспечению безопасной эксплуатации продлению срока службы, управлению ресурсом магистральных нефтепроводов. [1]
Внутритрубное обследование магистральных нефтепроводов, проводимое с 1995 г., является наиболее эффективным способом контроля за их техническим состоянием. В настоящее время практически все магистральные нефтепроводы обследованы профилемерами Калипер, основанными на электромеханическом принципе. Они способны обнаружить такие особенности геометрии трубопровода, как гофры, вмятины, изгибы, арматуру, отводы и др. По результатам обследования ликвидируют наиболее опасные дефекты, к которым относятся также все сужения с проходным диаметром менее 0 85 номинального значения. [2]
Объем внутритрубных обследований составляет 15 - 20 тыс. км в год, причем 80 % обследований проводится с применением стресс-коррозионных снарядов-дефектоскопов. Это позволяет поддерживать удовлетворительный уровень надежности газотранспортной системы. [3]
Результаты внутритрубного обследования представляются на экране дисплея высокого разрешения в виде развернутых фрагментов стенки трубопровода длиной 1 5 - 2 м, окрашенных в различные цвета в зависимости от значений толщины стенки. [4]
Результаты внутритрубных обследований участка магистрального трубопровода хранятся в архивной базе данных. [5]
По результатам внутритрубного обследования составляется технический отчет, в котором приводятся все материалы обследования ПП. [6]
Технический отчет по наружному и ( или) внутритрубному обследованию составляется в нескольких экземплярах и один направляется в организацию, эксплуатирующую ПП. [7]
Нефтепровод ТОН-П диаметром 720 мм построен в 1959 г. В 1998 г. проведено внутритрубное обследование дефектоскопом Ультраскан WM и выявлены опасные дефекты. [8]
Обсуждая, в качестве примера, варианты возможного использования разработанной ЦДТ Интроско технологии внутритрубного обследования промысловых нефтепроводов с помощью магнитных интроскопов, можно сделать вывод, что наиболее целесообразным видится вариант использования технологии, основанный на обследовании промысловых нефтепроводов перед проведением капитального ремонта, а не в процессе плановых обследований, которые могут быть выгодны только при контроле подводных переходов. [9]
 |
Комбинированный ультразвуковой дефектоскоп ( WM CD. [10] |
В 2005 г. введен в эксплуатацию электромагнитно-акустический дефектоскоп ( ЭМА), предназначенный для внутритрубного обследования магистральных газопроводов с целью обнаружения продольно-ориентированных трещиноподобных дефектов. [11]
Серьезным препятствием при оценке технического состояния магистральных газопроводов внугритрубными дефектоскопами-снарядами является неприспособленность 50 % магистральных газопроводов к внутритрубному обследованию из-за наличия неравнопроходной арматуры, углов поворота менее пяти диаметров трубопровода, отсутствия камер приемки-запуска дефектоскопов. [12]
Центром технической диагностики с привлечением ряда научных организаций ведутся работы по созданию программно-методического комплекса ( ПМК) оценки и прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубного обследования. [13]
В 2004 году министру образования и науки РФ А.А. Фур-сенко нами была отправлена заявка на включение инновационного проекта по освоению серийного выпуска наукоемких сканирующих магнитных интроскопов и внедрению технологии внутритрубного обследования распределительных и коммунальных подземных трубопроводов России - в федеральную целевую научно-техническую программу. [14]
В 1997 году нами были подготовлены рекламные материалы на разработанные варианты сканеров, визуализирующих магнитные поля рассеяния от дефектов сплошности подземных трубопроводов, которые могли бы использоваться при их наружном и внутритрубном обследовании. Был разработан также бизнес-план по организации серийного производства магнитных интроскопов. [15]
Страницы: 1 2