Обзор результатов инспекции и оценка непосредственной целостности трубопровода Узень-Бейнеу

     6.3 Эксцентрически расположенные кожухи

     При осмотре было обнаружено 3 эксцентрически расположенных кожуха. Данные инспекции  говорят о том, что кожухи на катушках 350 и 519910 соприкасаются с трубопроводом. Внецентренные кожуха, соприкасающиеся  с трубопроводом, могут вызвать повреждение покрытия трубопровода или ухудшение работы системы катодной защиты. Фактически, кожух на трубной катушке 350 связан с новой вмятиной и с потерей металла. Рядом с кожухом на трубной катушке 519910 образовалась обширная внешняя коррозия. В связи с этим рекомендуется провести обследование эксцентрически расположенных кожухов на катушках 350 и 519910 (Таблица 7).

 
 
 
 
 
Таблица 7 - Расположение эксцентрических  кожухов со связанными дефектами

     Оставшийся  эксцентрически расположенный кожух  на трубной катушке 234000 был определен как 'расположенный вблизи' трубопровода, т.е. не находящаяся в непосредственном контакте с трубопроводом, и, таким образом, не оказывающий какого-либо воздействия на целостность трубопровода. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

7. Выводы и заключение 

      В данном отчете описывается исследование, с целью оценки непосредственной (на настоящее время) и перспективной целостности трубопровода КазТрансОйл диаметром 40 для транспортировки методом MFL в декабре 2004г.

      В ходе инспекции было обнаружено всего 124399 наружных коррозионных дефектов, 1743225 внутренних коррозионных дефектов, 48 вмятин 12 аномалии в кольцевом  сварном шве, 75 металлических предметов, 3 эксцентрично расположенных кожуха, 135 ремонтных заплат и 1 ремонтная оболочка. Все дефекты выявленные инспекции были подвергнуты оценке на непосредственную и перспективную целостность трубопровода.

      Ниже  приводится краткий обзор и основные выводы проведенной оценки:

1. По результатом инспекции проведенной в 2004 году в трубопроводе обнаружена присутствие обширной внутренней и наружной коррозии. Наружная коррозия, главным образом, расположена вокруг положений 04:00 и 08:00 по часовой стрелке вдоль окружности трубы, свидетельствуя о возможном повреждении покрытия из-за действующей на него нагрузки от грунта обратной засыпки. Большая часть внутренней коррозии расположена в нижней части трубопровода, указывая на осаждение воды из ее смеси с сырой нефтью.
2. Все зафиксированные коррозионные дефекты были подвергнуты оценке для определения непосредственной целостности трубопровода при давлении МОР 30 бар. и давление МАОР 55 бар. По заключению оценки, 58 дефектов (52 внутренних, 6 внешних) не допустимые и требуют ремонта для эксплуатации трубопровода при давлении МАОР 55 бар. При давлении 30 бар. все коррозионные дефекты являются допустимыми для непосредственной целостности трубопровода.
3. 275 производственных дефекта оценены с точки зрения их осевых и окружных размеров методом Shannon и методом Kastner соответственно. По результатам данных оценок, все производственные дефекты являются допустимыми при давлений, соответствующем кольцевому напряжению 100% SMYS, и следовательно, не окажут воздействия на целостность трубопровода.
4. Инспекция обнаружила 26 вмятин, связанных с потерей металла, 8 вмятин связанных со сварным швом, 9 вмятин расположенных верхней части трубопровода. Данные вмятины представляют потенциальный риск для целостности трубопровода, и поэтому должны быть обследованы и, при необходимости, отремонтированы.
5. При отсутствии дополнительных внешних нагрузок или механизма роста (т.е. усталости), 12 аномалий кольцевого шва не окажут какого-либо воздействия на непосредственную в настоящем времени или перспективную целостность трубопровода.
6. При условии, что 135 ремонтных заплат произведены с соблюдением требований норм и стандартов, применимых для трубопроводов, они не окажут отрицательного воздействия на непосредственную целостность трубопровода.
7. Один металлический предмет в трубной катушке 8760 связан с вмятиной в трубопроводе, что приводит в заключению, что вмятина была вызвана металлическим предметом.
8. 2 из 3 эксцентричных кожухов связаны с другими дефектами трубопровода; один из них ассоциируется с вмятиной, в непосредственной близости к другому имеется обширная наружная коррозия.
9. Сравнения данных инспекции 2000 года и 2004 года было проведено с помощью программного обеспечения PII Runcom (Сравнение прогонов) для подтверждения активности внутренней или наружной коррозии и расчета максимальной скорости роста коррозии между проведенными инспекциями.
10. При сравнении полученных данных инспекции 2000 года и 2004 года был сделан вывод о том, что как внутренняя, так внешняя коррозия является активными. Максимальная скорость роста составила 1,9 мм/год для наружной коррозии, и 1,3 мм/год для внутренней.
11. Максимальная скорость роста внешней коррозии составляет 1,9 мм/год, что значительно выше, чем ожидаемая скорость общей коррозии, и это может быть показателем наличия механизма ускоренной коррозии, как коррозия микробиологическая коррозия (MIC) или влияние блуждающего тока.
12. Для разработки графика перспективного ремонта трубопровод был разделен на участки для отображения различий в измеренных скоростях роста коррозии по длине трубопровода. Максимальная и средняя скорость коррозии анализа Runcom были применены для особенности внутренней и внешней коррозии, зарегистрированных на каждом участке трубопровода.
13. Из оценки перспективной целостности трубопровода сделана заключение, что при работе под давлением МАОР 55 бар всего 732 особенностей потребуют ремонта до конца 2006 года. Для эксплуатации при настоящем максимальном рабочем давлении (МОР) 30 бар, ремонт до конца 2006 года потребуется для 269 дефектов.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

8. Список литературы

1. K. Tindle Отчет по внутритрубной инспекции «Uzen to Beineu», Kaztransoil CJCS, 40 inch Crude Oil Pipeline, C3469_40A, Декабрь 2000 

2. P Banbury Отчет по внутритрубной инспекции «Uzen to Beineu», Kaztransoil CJCS? 40 inch Crude Oil Pipeline, 103897_40A, Февраль 2005 

3. КазТрансОйл  Исходные данные; Электронное сообщение на имя И. Яблонских от             Р.Омаров   10 марта 2005 года. 

4. J F Kiefner  A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength  of                 & P h Vieth             Corroded Pipe, Battelle final Report  PR 3-805 to PRC of American Gas                                                                                     

     Association, 22 December 1989 

5. J F Kiefner   New Method Corrects criterion for Evaluating Corroded Pipe, Oil and

   & P h Vieth             Gas Journal, 20 August 1990  

6. J F Kiefner   PC Program Speeds New Criterion for Evaluating Corroded Pipe, Oil and Gas Journal 20 August 1990 

7. Anon Manual for determining the remaining strength of Corroded Pipeline. The American Society of Mechanical Engineers ANSI\ASME B31.G-1984   

8. СНиП  Магистральные трубопроводы.\ Минстрой России.- М.ГУП ЦПП.

   2.05.06-85  2000 

9. W Kastner  Critical Crack Sizes in Ductile Piping, Int. J Press Vessel and Piping,         

                                    9(1981), pp 197-219.  

10. R W E   The Failure behavior of Line pipe Defects. Int. J Press Vessel and Piping      Shannon  1974, pp 243-255 

11. I Corder   “EPRG Recommendations for the Assessment of the Tolerances and

& p Chatain  Resistance of Pipelines to External Damage” (Paper 13) EPRG/PRC

                                    Joint Technical Meeting on the Line Pipe research. Cambridge, April

                      1995 

12. D G Jones The Significance of Mechanical Damage in Pipelines, 3R International

                      21, Jahrgang Heft 7, July 1982, pp 37-354 EPRG 

13. P Hopkins, “The Significance of Dents and Defects in Transmission Pipelines’,

    D G Jones   conference C376/049, Institute of Mechanical engineers, London

  & A Clyne                November 1989 

14. Anon   Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons  and Other 

                                   Liquids, ASME B 31.4 2002