Результат - внутритрубная диагностика
Cтраница 1
Результаты внутритрубной диагностики показывает, что распределение дефектов типа потери металла по длине нефтепровода неравномерное. Наличие информации о размерах дефектов и о их распределении по длине позволяет обоснованно подходить к выбору методов ремонта трубопровода: 1) отдельно расположенные критические дефекты устраняются методом выборочного ремонта; 2) на участках ограниченной длины с большим числом критических дефектов проводят капитальный ремонт ( путем сплошной замены труб); 3) участки с преобладанием малозначительных дефектов ремонтируют путем замены изоляционного покрытия. [1]
 |
Усредненная зависимость количества дефектных труб на магистральных нефтепроводах ( по данным внутритрубной диагностики. [2] |
Результаты внутритрубной диагностики показывают, что процентное содержание дефектных труб на магистральных нефтепроводах велико и оно растет с увеличением срока эксплуатации. [3]
 |
Сравнение глубины трещин, определенной при ВТД ( ПО Спецнефтегаз с / втд с глубиной этих же трещин, измеренной. [4] |
Сравнение результатов внутритрубной диагностики с результатами измерений глубины дефектов на вырезанных катушках показывает, что ВТД может как завышать, так и занижать реальную глубину дефектов. [5]
В качестве примера рассмотрим анализ результатов внутритрубной диагностики на одном из участков магистрального нефтепровода УБКУА длиной 150 км. Данные получены с применением дефектоскопа Ультраскан WM, обследование проводил ЦТД Диаскан. Трубопровод был построен и принят в эксплуатацию в 1973 г. Использованы трубы производства Челябинского трубопрокатного завода. Толщина стенки труб на данном участке находится в пределах 12 0 - 15 2 мм. Нефтепровод проходит через заболоченную местность. Общая протяженность болот по нефтепроводу приблизительно равна 38 4 км, что составляет 25 6 % длины участка нефтепровода. [6]
Для оценки несущей способности трубопроводов используют результаты внутритрубной диагностики, выполненной с помощью магнитных и ультразвуковых диагностических снарядов. [7]
Техническое состояние подводных переходов определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследований состояния антикоррозионной изоляции трубы, проверки планово-высотного положения трубопровода, целостности бере-гоукрепления, измерений и анализа влияния гидрологических характеристик водотока на состояние и положение трубопровода и пб сопоставлению фактического состояния переходов с нормативными и проектными показателями. [8]
Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики. [9]
 |
Объединенный дефект. [10] |
Наличие повреждений и их линейные размеры определяются по результатам внутритрубной диагностики или другими методами инспекции. Участки газопровода, содержащие такие дефекты, подлежат шурфовке и дополнительному обследованию. [11]
В данной диссертационной работе на основании анализа технического состояния газопроводов по результатам комплексной внутритрубной диагностики установлено, что основными типами дефектов являются коррозионные дефекты и дефекты формы, которые представляют собой наибольшую опасность при эксплуатации газопроводов, в условиях циклического нагружения. [12]
Информацию о дефектах магистральных нефтепроводов обычно получают визуальным способом или путем обработки результатов внутритрубной диагностики методом неразрушающего контроля. Основной фактор, определяющий несущую способность стальной тонкостенной оболочки на изношенных участках нефтепроводов, - это концентрация напряжений и деформаций в области дефекта. [13]
Допустимое давление для дефектной трубы рдеф определяется по специальной методике [51], исходя из результатов внутритрубной диагностики, и содержится в отчетах ЦТД Диаскан. Допускается определение значения рдеф по другим апробированным и утвержденным методикам. [14]
В связи с вышеизложенным, с целью уточнения коррозионной обстановки на газопроводе возникает необходимость статистической обработки результатов внутритрубной диагностики. [15]
Страницы: 1 2