3.7.1. Угловые и нахлесточные сварные соединения ремонтных конструкций нефтепровода (муфт, приварных патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой (воротником) для ремонта технологических отверстий и врезок), исполненных в соответствии РД 153-39.4-067-04* [35] , контролируются:
− визуально-измерительным методом контроля в объеме 100%;
− ультразвуковым методом контроля в объеме 100%;
− капиллярным методом контроля в объеме 100%.
3.7.2. Стыковые сварные соединения ремонтных муфт контролируются:
− визуально-измерительным методом контроля в объеме 100%;
− ультразвуковым методом контроля в объеме 100%.
3.7.3. Угловые сварные соединения вантузов, бобышек, "чопов" контролируются:
− визуально-измерительным методом в объеме 100%;
− капиллярным методом контроля в объеме 100%.
3.8.1. Техническая диагностика емкостей сбора нефти с камер пуска и приёма СОД, (далее – «емкостей») включает в себя:
3.8.1.1. Контроль качества.
3.8.1.2. Техническое освидетельствование.
3.8.2. Выполнение работ по контролю качества и техническому освидетельствованию емкостей должно соответствовать РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 [82].
3.8.3. При контроле качества емкостей должны применяться:
− ВИК;
− ультразвуковой контроля;
− ультразвуковая толщинометрия;
− электрометрия состояния наружной изоляции;
− измерение планового положения и просадки емкостей сбора нефти с КПП СОД.
3.8.4. При техническом освидетельствовании дополнительно к перечисленному в п. 3.27.2 выполняются гидравлические испытания емкостей.
3.8.5. Перед внутренним осмотром (ВИК) емкость должна быть отключена заглушками от всех трубопроводов, освобождена от заполняющей ее рабочей среды, провентилирована. Концентрация газов в емкости не должна превышать безопасный уровень. Стенки емкости с внутренней стороны должны быть зачищены.
3.8.6. Объемы применения методов контроля:
3.8.6.1. ВИК:
− 100% внутренней стороны емкости – для подземных емкостей;
− 100% внешней и внутренней стороны емкости - для надземных емкостей.
3.8.6.2. Ультразвукового контроля- на каждом шве в объеме 50% от длины шва;
3.8.6.3. Ультразвуковой толщинометрии-
− не менее 30 равноудаленных точек по 4 сечениям обечайки;
− не менее 5 точек симметрично расположенных на каждом днище.
3.8.7. Измерение планового положения и просадки емкостей сбора нефти с КПП СОД проводится в соответствии с СП 11-104-97 [88].
3.8.8. Оформление отчетных материалов по технической диагностике емкостей выполняется в соответствии с:
− РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 [82];
− РД 153-39.4Р-124-02 [83];
− Приложением 2.
3.9.1. Критерии оценки и классификация дефектов, выявленных при внутритрубной и наружной диагностике нефтепроводов, включая КППСОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, устанавливаются в соответствии с РД 153-39.4-067-04* [35].
3.9.2. Критерии оценки и классификации дефектов, выявленных при диагностике ёмкостей сбора нефти с камер пуска и приёма СОД, определены Таблицей 8.10 РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 [82].
3.10.1. Содержание технического отчета по внутритрубной дефектоскопии должно соответствовать требованиям Приложения 34 ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05 [52].
3.10.2. По результатам электрометрической диагностики нефтепроводов, оформляется Заключение в соответствии требованиями Приложения 4.
3.10.3. Результаты работ по методам неразрушающего контроля, включая АЭК, оформляются в соответствии с требованиями Приложения 2 и Приложения 3.
3.10.4. Результаты ДДК оформляются по форме, определенной ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05 [52].
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.