Разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции №5 до установки подготов

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

НОУ ВПО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Факультет «Нефтегазовые и строительные технологии»

Кафедра: «Нефтегазовые технологии»

Разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции № 5 до установки подготовки нефти «Ельниковка» через реку Кама Ельниковского месторождения нефти предприятия «Удмуртнефть»

Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту

Руководитель проекта зам. начальника отдела эксплуатации трубопроводов

ОАО «Удмуртнефть» М.А. Гладких

Дипломник студент гр. ДНД — 610 Я.В. Кирьянова

Консультант по разделу «Безопасность и экологичность проекта», ст. преподаватель О.В. Катышева

Консультант по разделу «Экономика и организация производства», ст. преподаватель Е.И. Свиридова

Нормоконтроль, канд. тех. наук, доцент С.С. Макаров

Дипломный проект защищен с оценкой

Секретарь ГАК Ф.Ш. Нуриева

Ижевск, 2011 г.

Реферат

Пояснительная записка 118 с., 19 рис., 16 табл., 37 источников, 3 прил.

Внутритрубная диагностика, геометрический поршень EGP 10"1. 5V01. 04, дефектоскоп MFL с типом поршня СDP 10"3V05. 21, дожимная насосная станция, напорный нефтепровод, упрочняющая композиционная муфта трубопровода, установка подготовки нефти

Объектом дипломного проектирования является — напорный нефтепровод на участке ДНС № 5 — УПН «Ельниковка» нефтегазодобывающего управления «Сарапул» предприятия «Удмуртнефть».

Цель дипломного проектирования — разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции № 5 до установки подготовки нефти «Ельниковка» через реку Кама, связанных с проведением сравнительного анализа от внедрения нового метода ремонта на участке напорного нефтепровода ДНС-5 — УПН «Ельниковка» по итогам проведения внутритрубной диагностики.

Описана географическая характеристика Ельниковского месторождения нефти. Произведено описание поверхностных почв на основе проектно изыскательской работы «Реконструкция КНС-7 Ельниковского месторождения нефти» проведенного ООО НПП «Изыскатель» в 2008 году.

Рассмотрено внедрение нового метода внутритрубной диагностики, проводимого с помощью дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10"3V 05. 21. На основе анализа дефектов предлагается внедрение нового метода ремонта (упрочняющая композиционная муфта трубопровода).

Проведён расчёт экономической эффективности от внедрения нового метода ремонта (УКМТ), имеющего ряд существенных преимуществ в отличие от метода замены катушки таких как: экономия трудовых ресурсов 30%; экономия фонда оплаты труда на 33,4%; экономия транспортных расходов на 25,5%; экономия накладных расходов 65%; экономия прочих расходов 100%.

Содержание

Основные сокращения и обозначения

Список таблиц

Список рисунков

Введение

1 Географическая характеристика Ельниковского месторождения

1.1 Общие сведения о Ельниковском месторождении

1.2 Характеристика геологического строения месторождения

1.3 Инженерно-геологические изыскания

1.4 Физико-географические, климатические, инженерно-геологические и гидрологические условия района работ

2 Технологический раздел

2.1 Общая часть

2.2 Характеристика транспортируемой продукции, её физико-химические и теплофизические свойства

2.3 Аварийность трубопроводного транспорта

2.4 Фактические сроки службы промысловых трубопроводов по регионам отрасли

2.5 Новые требования Федерального закона к экспертизе опасных производственных объектов

2.6 Программа работ по экспертизе промышленной безопасности напорного нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка»

2.6.1 Объем и содержание работы

2.6.2 Подготовка нефтепровода к обследованию (очистка и калибровка)

2.6.3 Обследование нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка» бесконтактным электронным геометрическим поршнем EGP 10"1. 5V01. 04

2.6.4 Обследование напорного нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка» с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10"3V05. 21)

2.6.5 Результаты обследования напорного нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка»

2.6.6 Проверочные расчеты на прочность по минимальной вероятной толщине стенки

2.6.6.1 Пример определения расчетной и отбраковочной толщины стенок труб

2.6.6.2 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенок труб

2.6.6.3 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозийного износа стенок

2.6.6.4 Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов

2.6.7 Анализ результатов технического диагностирования

2.6.8 Выдача заключения

2.7 Методы ремонта УКМТ

2.7.1 Испытание УКМТ

2.7.2 Технические характеристики УКМТ

2.8 Классификация ремонтов трубопроводов

2.9 Капитальный ремонт и как наиболее часто используемый метод вырезка дефекта (замена катушки)

3 Безопасность и экологичность проекта

3.1 Общие требования к эксплуатации опасных производственных объектов

3.2 Требования промышленной безопасности к эксплуатации промысловых трубопроводов

3.3 Требования охраны окружающей среды

3.4 Требования охраны труда

3.5 Пожарная безопасность

4 Экономика и организация производства

4.1 Затраты на внедрения мероприятия

4.1.1 Заработная плата

4.2 Затраты на материалы

4.3 Транспортные расходы

4.4 Накладные расходы

4.5 Калькуляция себестоимости на проведение одного ремонта

4.6 Расчет экономической эффективности от выбора метода ремонта

Заключение

Список используемых источников

Приложения

Приложение, А — Химический состав поверхностных вод

Приложение Б — Сертификат соответствия технической документации муфт

Приложение В — Сравнительная диаграмма

Основные сокращения и обозначения

Сокращения

ДНС — дожимная насосная станция;

УПН — установка подготовки нефти;

АСПО — асфальтосмолопарафиновые отложения;

MFL — магнитный дефектоскоп;

CDP 10"3V 05. 21 — инспекционный снаряд определения потери металла;

EGP 10"1. 5V01. 04-бесконтактный электронный геометрический поршень;

УКМТ — упрочняющая композиционная муфта трубопровода;

ММ — магнитный маркер;

КПШ — камера пуска (приёма) шара;

ВТД — внутритрубная диагностика;

НТД — нормативная документация;

ПОР — первоочередной ремонт.

Обозначения

Q — параметр;

Sd — квадратическое отклонение относительного износа;

S0 — квадратическое отклонение технологического допуска;

дср — средний относительный износ;

Dн — диаметр наружный, м;

Sд — среднее квадратическое отклонение относительного утонения;

Uг — квантиль;

дк — значение относительного износа;

N — число замеров;

tk — значение замеренной толщины;

tn — номинальная толщина стенки;

Sк — припуск на коррозию;

Sт — технологический припуск;

фост — остаточный ресурс трубопровода;

Гц — герц;

Pраб — рабочее давление;

Pразр — давление разрыва дефекта;

Dу — диаметр условный;

д — среднеквадратическое отклонение замеряемой толщины;

Vср — средняя скорость коррозии;

R — отбраковочная толщина стенки;

tmin — вероятная минимальная толщина стенки трубопровода;

tср — среднее значение замеренной толщины;

гm — коэффициент надежности по материалу;

гс — коэффициент условий работы трубопровода III категории;

гn — коэффициент надежности по назначению трубопровода;

t — толщина стенки трубопровода;

T — остаточный ресурс трубопровода;

Д эк — сравнительная экономия от внедрения нового метода ремонта;

Зст.м. — затраты на проведение старого метода ремонта (замена катушки);

Зн.м — затраты на проведение нового метода ремонта УКМТ;

n — количество проведенных ремонтов.

Подстрочные индексы

н — нефть;

г — газ;

в — вода;

э — эмульсия.

Список таблиц

Таблица 1.3.1 — Виды и объемы работ

Таблица 1.3.2 — Коррозионная агрессивность грунта

Таблица 2.1 — Физико-химические свойства нефти

Таблица 2.2 — Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

Таблица 2.3 — Толщины стенок труб по результатам диагностики

Таблица 2.4 — Методы ремонта дефектных участков резервной нитки подводного перехода нефтепровода

Таблица 2.5 — Результаты испытаний

Таблица 3.1 — Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

Таблица 3.2 — Зоны безопасности при гидравлических испытаниях

Таблица 3.3 — Безопасное расстояние приближения трубоукладчика к бровке траншеи

Таблица 4.1 — Расчет сметы затрат по заработной плате1

Таблица 4.2 — Расшифровка затрат на материалы1

Таблица 4.3 — Транспортные расходы1

Таблица 4.4 — Накладные расходы1

Таблица 4.5 — Калькуляция затрат на замену аварийного участка трубопровода

Таблица 4.6 — Расчет экономической эффективности

Список рисунков

Рисунок 1 — Схема размещения месторождений Удмуртии

Рисунок 2 — Электронный геометрический поршень EGP 10"1. 5V01. 04

Рисунок 3 — Схема камер пуска и приема геометрического поршня

Рисунок 4 — Инспекционный снаряд определения потери металла

Рисунок 5 — Схема камер пуска и приема инспекционного снаряда

Рисунок 6 — Муфты УКМТ

Рисунок 7 — Муфта УКМТ

Рисунок 8 — Испытание муфт УКМТ

Рисунок 9 — Трещины в трубах

Рисунок 10 — Демонтированная муфта после проведения испытаний

Рисунок 11 — Разгерметизация сквозного дефекта

Рисунок 12 — Отслоение герметизирующего вкладыша

Рисунок 13 — Разгерметизация наружного дефекта

Рисунок 14 — Закрепление муфты болтами

Рисунок 15 — Полуоболочки муфты

Рисунок 16 — Применение клея при ремонте внутреннего дефекта

Рисунок 17 — Виды ремонтных работ

Рисунок 18 — Капитальный ремонт трубопровода

Рисунок 19 — Схема производства земляных работ при ремонте с заменой труб

Введение

В течение последних лет, в результате значительной выработки запасов продуктивных пластов, происходит ухудшение качественного состояния сырьевой базы Удмуртской Республики. Вместе с нефтью из скважин поступает пластовая вода, попутный газ, твердые частицы механических примесей (горные породы, затвердевший цемент).

Ежегодно по промысловым трубопроводам отрасли перекачиваются сотни миллионов кубометров нефти, газа и технологических жидкостей, содержащих в больших количествах такие коррозионно-активные компоненты, как сероводород, двуокись углерода, ионы хлора и т. д.

Из-за высокой агрессивности транспортируемых сред сроки службы промысловых трубопроводов и оборудования значительно ниже нормативных и составляют от 2 до 8 лет. Нефтегазодобывающие управления за период эксплуатации месторождений производят многократную замену промысловых трубопроводов и оборудования, что в свою очередь несет огромное количество финансовых средств.

Система нефтепроводов складывалась на протяжении длительного времени, начиная с появления первых предприятий по переработке нефти. Она не является завершенным объектом, а находится в состоянии постоянного изменения и развития. В системе нефтепроводов получила отражение практически вся история промышленного развития страны. Поэтому безопасность системы нефтепроводов во многом определяется и объясняется историей развития нефтяной промышленности. Объекты, построенные много лет назад и вобравшие в себя особенности технического уровня развития того времени, до сих пор находятся в эксплуатации. Технические несовершенства в период строительства дают о себе знать, создают и будут создавать определенную напряженность, пока эти объекты находятся в эксплуатации. Поэтому, чтобы лучше понять проблемы промышленной безопасности системы магистральных нефтепроводов, этот вопрос следует рассматривать параллельно с историей ее создания и развития в целом.

С принятием Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов (№ 166-ФЗ от 21. 07. 97) в стране развернулась Система промышленной безопасности при Госгортехнадзоре России и начались работы по экспертизе безопасности определенных опасных производственных объектов, к которым относятся магистральные нефтепроводы. Разработаны и продолжают разрабатываться различные нормативные положения, определяющие порядок проведения экспертизы безопасности, объекты экспертизы, требования к заключениям, порядок аккредитации экспертов и экспертных организаций, и другие документы. Эти документы регламентируют действия организации и экспертов с точки зрения регламентно-правовых вопросов.

Остаются неопределенными вопросы, касающиеся методики экспертизы безопасности, поиска и анализа источников опасности, оценки безопасности количественными параметрами, методов обеспечения безопасности производственных объектов, прослуживших длительный срок и исчерпавших свой установленный ресурс. Хотя система магистральных нефтепроводов страны является одной из передовых отраслей техники, сказанное выше и ниже относится в полной мере и к ней.

Система экспертизы безопасности в настоящее время предусматривает четыре направления деятельности экспертов: экспертиза проектно-технической документации, экспертиза технических устройств, экспертиза зданий и сооружений, экспертиза деклараций безопасности. Наиболее важной из этих направлений необходимо признать экспертизу безопасности непосредственно объектов — технических устройств, зданий и сооружений (документы, несомненно, важны, но они только подтверждают свойства объектов). В то же время наименее обеспеченной в научно-методическом плане является именно экспертиза безопасности технических устройств в силу разнообразия их конструкций и условий эксплуатации.

Вопрос осложняется еще и тем, что, как правило, требуется провести экспертизу безопасности устаревших технических устройств, которые уже исчерпали свой проектный или амортизационный ресурс, не соответствуют современным нормативным требованиям, содержат дефекты, но эти объекты никак невозможно остановить и демонтировать, поскольку нет замены и нельзя остановить большое производство. Таких примеров много и в системе магистральных нефтепроводов.

Например, как показывают результаты диагностики, ни один трубопровод не соответствует всем современным требованиям. Все они имеют дефекты типа расслоение металла недопустимых размеров. Нефтепроводы на территории нефтебаз содержат секционные сварные отводы и лепестковые переходы, которые сейчас запрещены к использованию. Но немедленно их заменить — практически нереальная задача. В таких случаях приходится или отказаться от экспертизы (так как по нормам не положено дальше их эксплуатировать), или продлевать срок эксплуатации, рекомендуя при этом дополнительные меры безопасности.

Таких конкретных примеров можно привести много. Это говорит о том, что вопросы оценки безопасности магистральных нефтепроводов нуждаются в мощной научно — методической поддержке. Это очень большая и важная задача, если учитывать большие протяженности магистральных нефтепроводов, их важность для экономики страны, разнообразие климатических условий, возрастной состав, ущербы от разрушений.

Поэтому предприятиям отрасли для поддержания объектов транспорта нефти и газа в работоспособном состоянии необходимо использовать не только современные материалы и оборудование в коррозионно-стойком исполнении, но и новые методы диагностики и ремонта, что в свою очередь позволит продлить их срок эксплуатации.

В связи с этим особое значение приобретают вопросы, связанные с увеличением сроков эксплуатации линейной части трубопроводов за счет создания новых технологий, позволяющих на ранних сроках выявлять развивающиеся дефекты и своевременно без излишних затрат устранять их.

Важная роль в этом отводится разработке новых прогрессивных методов внутритрубной диагностики, а также применению новых методов ремонта трубопроводов без их остановки. Одним из таких методов диагностики является обследование с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10"3V05. 21)

Сущность метода заключается в следующем, перед запуском дефектоскопа производится очистка нефтепровода от АСПО, инородных предметов очистными устройствами, выполняется калибровка (определение проходного сечения) напорного нефтепровода с помощью бесконтактного электронного геометрического поршня EGP. После обследования внутренней геометрии, поводят обследование на потерю металла, с помощью магнитного дефектоскопа — в котором используется метод утечки магнитного потока (MFL) с высоким разрешением. На данном этапе работы выявляются дефекты производственного и строительного происхождения, коррозионно-эрозионные дефекты, возникшие в процессе эксплуатации и обнаружение поперечных трещин в сварных стыках и теле трубы с высоким разрешением, с использованием поршней третьего поколения и новейшей сенсорной технологии.

В результате обследования выдается заключение. В нем в виде отчета, описание дефектов, их классификация, остаточная толщина стенки (мм). Даны точные координаты расположения дефектов, относительно заранее разбитых по номерам секций, участка трубопровода. В отчете поставлены сроки устранения и рекомендации фирмы ROSEN EUROPA B.V. по устранению дефектов, новым методом ремонта, с применением упрочняющих композиционных муфт трубопровода (УКМТ).

В работе рассмотрен новый метод ремонта укрепляющими композиционными муфтами трубопровода (УКМТ).

Метод УКМТ заключается в монтаже усиливающей композиционной муфты на дефектный участок нефтепровода, при этом происходит компенсация внутреннего давления в трубопроводе за счет создания контактного давления снаружи при значительной величине момента затяжки болтовых соединений, что позволяет проводить монтаж на рабочих давлениях с гарантированным качеством, в отличие от муфт, устанавливаемых без создания предварительного напряжения.

Достоинство разработанного метода, в отличие от всех существующих на сегодняшний день типов ремонтных муфт, это простота монтажа, а как следствие высокая скорость проведения ремонта и малый объем земляных работ. Для ее установки достаточно вручную выкопать небольшой шурф и за 15−20 минут отремонтировать дефектный участок, что имеет большое значение, если, например, в это время приходится еще и откачивать грунтовые воды, тогда и размер шурфа и время проведения ремонта выходят на первый план.

В данной работе произведен анализ технико-экономической эффективности нового метода ремонта напорного нефтепровода ДНС-5-УПН «Ельниковка». Метод выгодно отличается от ранее используемого метода вырезки дефекта с заменой катушки и позволяет проводить ремонтные работы без остановки перекачки, что существенно снижает затраты на их проведение.

1 Географическая характеристика Ельниковского месторождения

1. 1 Общие сведения о Ельниковском месторождении

Ельниковское месторождение (рис. 1) расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики в 100 км от Ижевска. Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва — Казань — Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог, в пределах месторождения, представлена асфальтовым шоссе Ижевск — Сарапул — Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское и Вятское месторождения. По территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. Речные пристани расположены в Сарапуле и Камбарке.

С действующим Вятским нефтепромыслом месторождение связано нефтепроводом. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП — 110 Воткинская ГЭС — Сарапул и ЛЭП — 35 Сарапул — Мостовое — Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам относятся деревни: Мазунино, Соколовка, Тарасово, Северное, в 40 км от центра площади расположен город Сарапул, являющийся районным центром, крупной железнодорожной станцией и важным речным портом. Здесь же расположены производственные базы Сарапульского НГДУ объединения «Удмуртнефть».

В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмас (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.

Рисунок 1 — Схема размещения месторождений Удмуртии

В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентального климата со среднегодовой температурой +20С. Период отрицательных температур (до минус 450С) начинается с октября и заканчивается в первой половине апреля. В течение года выпадает 500−600 мм. осадков, две трети которых приходятся на период с мая по октябрь.

В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято примерно 70% его территории.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строительства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд.

1. 2 Характеристика геологического строения месторождения

Геологический разрез месторождения представлен осадочными породами каменноугольной, пермской и четвертичной систем. По тектоническому строению Ельниковское месторождение является типичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения и прилегающей территории наиболее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м. Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15−20 м. В структурном плане на месторождении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское. Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.

Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на три зоны.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.

1. 3 Инженерно — геологические изыскания

Изыскания Ельниковского месторождения нефти выполнены ООО «Изыскатель» на основании договора и технического задания Филиала ВНИПИ нефть Пермь. Изыскания выполнены для стадии проектирования. В данном разделе отчета приведены материалы инженерно-геологических изысканий внеплощадочных трасс на Ельниковском нефтяном месторождении. Сведения о местоположении участка работ приведены в главе настоящего отчета. Инженерно-геологические изыскания проводились с целью определения геологического строения трасс, проектируемых внеплощадочных коммуникаций, литологического состава, физико-механических свойств грунтов, гидрогеологических условий, химического состава и степени агрессивности подземных и поверхностных вод, выявления неблагоприятных инженерно-геологических процессов и явлений. Виды и объемы работ, выполненных в соответствии с техническими требованиями, с учетом II категории сложности, приведены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1 — Виды и объемы работ

№ п/п

Виды работ

Единицы.

изм.

Объемы работ

1

Инженерно-геологическая реконгцинировка

км

31,8

2

Механическое колонковое бурение скважин диаметром до 160 мм, глубиной 5,0 м (установкой УКБ-12/25)

Кол-во скв.

п.м.

127

635

3

Отбор проб грунтов ненарушенной структуры

монолит

130

4

Отбор проб грунтов нарушенной структуры

проба

70

5

Отбор проб подземных и поверхностных вод на химический анализ

проба

5

6

Определение удельного электрического сопротивления грунтов

опред.

275

7

Камеральная обработка выработок по параллельно проходящим трассам

Кол-во скв.

п.м.

28

140

Виды работ

Полевые инженерно-геологические работы выполнены в октябре-декабре 2007 г. под руководством геолога Тимкина А. В. Бурение скважин производилось механическим колонковым способом буровой установкой УКБ-12/25, диаметр бурения до 160 мм, глубиной 5,0 м.

Разведочные выработки пройдены по осям трасс. Количество выработок определялось характером рельефа сменой литологического состава грунтов. На ровных участках при однородном геолого-литологическом разрезе выработки проходились через 200−350 метров. На участках переходов через автодороги и поверхностные водостоки было пройдено по три выработки глубиной 5,0 м с расстоянием между ними 20−30 м. В процессе бурения скважин велось порейсное описание всех встреченных литологических разновидностей грунтов с отражением их структурных и текстурных особенностей, отмечались все водопроявления. В соответствии Рекомендациями выполнена инженерно геологическая рекогносцировка местности по трассам Ельниковского нефтяного месторождения и площадкам кустов нефтяных скважин. С целью исследования материалов, характеризующих инженерно-геологические условия трассы, наличия поверхностных проявлений физико-геологических процессов. Обвалы, осыпи, оползни способны отрицательно повлиять на эксплуатацию проектируемой трассы. Общая протяженность маршрутов составила 31,8 км.

Во время рекогносцировочного обследования физико-геологические процессы опасные для проектирования и эксплуатации трасс, проектируемых в над площадочных коммуникаций в пределах полосы обследования, визуально не обнаружены. Из скважин отобраны пробы грунтов ненарушенной структуры для определения физических свойств из всех литологических разновидностей грунтов с интервальностью 0,3−1,0 м. Монолиты грунтов отобраны грунтоносом вдавливаемого типа. Отбор проб грунтов и воды и их транспортировка выполнены в соответствии с ГОСТ 12 071–2000 и ГОСТ 4979–49−84−24.

После окончания полевых работ все выработки ликвидированы путем обратной засыпки, выбуренным грунтом с послойной трамбовкой.

Плановая привязка выработок на местности произведена к существующей ситуации и к пикетам трасс мерной лентой методом линейных засечек. Состав и объем исследований грунтов назначен с целью получения данных для выбора оптимальных решений при проектировании. Лабораторные исследования грунтов выполнены в соответствии с нормативными документами ГОСТ 3,6−9, 24,26. Показатели физико-механических свойств грунтов обработаны методом матстатистики на ПЭВМ согласно ГОСТ.

Агрессивность подземных и поверхностных вод определялась согласно табл. 5−7 СНиП14. Степень морозоопастности грунтов, нормативная глубина сезонного промерзания грунтов определена согласно. 2. 124−2. 127 «Пособие…»

Номенклатура грунтов по трассам определялась в соответствии с ГОСТ. Группы грунтов по трудности разработки определялись согласно табл. 1−1 ГЭСН. Лабораторные исследования проб грунтов и воды выполнены по действующим нормативным документам грунтовой лабораторией предприятия инженерами — Ромащенко Т. А., Чебатковой Л. В., Поповой Н. А., Григорьевой Д. А. под руководством начальника лаборатории Зиганшиной Н. В.

Определения удельного электрического сопротивления грунтов по трассам проектируемых трубопроводов выполнены прибором М-416 в соответствии с приложением ГОСТ 9. 602. -2005*

Измерения выполнялись в период отсутствия промерзания грунтов на глубине заложения подземного сооружения. Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали оценивалась по удельному электрическому сопротивлению грунта определяемому в полевых условиях согласно таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2 — Коррозионная агрессивность грунта

Коррозионная агрессивность грунта

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом. м

Низкая

Средняя

Высокая

Св. 50

От 20 до 50

До 20

Изученность инженерно-геологических условий района работ 2007 г. ООО НПП «Изыскатель» проводились инженерные изыскания на объектах Ельниковского месторождения нефти контракт 13 929−04−04.

В процессе работ были изучены: геологическое строение, гидрогеологические условия до глубины 3,0−4,0 м, физические свойства грунтов до глубины 1,0 — 4,0 м.

Местоположение и удаленность выработок прошлых лет от проектируемых вне площадочных коммуникаций показана на топо-планах масштаба 1: 500 и карте фактического материала масштаба 1: 500 000.

При составлении отчета использованы результаты лабораторных исследований грунтов физические свойства по скважинам 61, 62, 64, 66, 67, 134, 138, 140.

1. 4 Физико-географические, климатические, инженерно-геологические и гидрогеологические условия района работ

Физико-географические условия

Район изысканий расположен в южной части Сарапульской возвышенности и характеризуется соответствующими особенностями — холмистая местность, разветвленная водная сеть, крутые высокие склоны долин, значительные уклоны земной и водной поверхности.

Заселенность местности незначительная; открытые участки заняты сельскохозяйственными угодьями (пашни, сенокосы).

На территории работ довольно широкое распространение имеет овражно-балочная сеть. Лога отличаются от оврагов тем, что они достигли выработанного продольного профиля и больше не растут, дно и склоны их задернованы. Обычно, дно лога и склоны положе. Овраги — форма действующая растущая. Талые и ливневые воды сначала в виде отдельных маленьких струек протекают по незакрепленному растительностью грунту и размывают в них углубления, промоины. Овраги ежегодно растут в длину и глубину особенно весной и во время летних ливней. Поперечный профиль оврагов имеет, обычно, S — образною форму, склоны крутые незадернованные, часто усложняются оползнями, обвалами, осыпями.

Длина современных оврагов меньше, чем балок. Если балка имеет длину 2−3 м, то овраги редко превышают 2 м.

Довольно часто на территории работ можно наблюдать сочетание балок и оврагов в днищах старых задернованных балок и по их склонам закладываются и растут молодые овраги. В административном отношении участки изысканий находятся в Сарапульском, Каракулинском районах Удмуртской республики. Транспортная сеть в районе изысканий большей частью представлена автодорогами с асфальтовым покрытием общего пользования, а также гравийными и грунтовыми дорогами. На территории нефтяных месторождений имеются ведомственные автодороги ОАО «Удмуртнефть».

В геоморфологическом отношении район изысканий расположен в южной части Сарапульской возвышенности, осложненной склонами и водоразделами р. Кырымкас, Калмашка, Рынок и системой их притоков. Рельеф холмистый расчлененный долинами рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа в районе изысканий составляет 126−213 м.

Климатические условия

Район изысканий относится к строительно-климатической зоне. Климат района изысканий умеренно-континентальный с продолжительной холодной зимой имеет ярко выраженную сезонность времен года — зиму, весну, осень. Наиболее подробное климатическое описание и характеристики района изысканий приведены в разделе Инженерно-гидрометеорологические изыскания в технических отчетах по инженерно-экологическим изысканиям: «Реконструкция инженерных сетей при КРС и ТРС НГДУ Сарапул», контракт 13 929−04−03. Реконструкция системы сбора транспорта и поддержания пластового давления Ельниковского месторождения нефти", контракт 13 929−04−05.

Геологическое строение

В гео-структурном отношении описываемая территория работ расположена на восточной части Русской платформы в области Верхнекамской впадины. Фундамент на описываемой площади представлен кристаллическими и метаморфизованными породами архейского и нижнепротерозойского возраста. На территории работ наибольшее распространения получили отложения нижнепермской системы представленные породами уфимского, казанского и татарского ярусов. Современные четвертичные отложения представлены аллювиальным, в поймах рек делювиальные пологие склоны водоразделов речных долин и балок — эоловыми незакрепленные растительным покровом поверхности.

В геологическом строении участка изысканий до глубины 4,0−6,0 м по данным бурения инженерно-геологических скважин принимают участие четвертичные техногенные (tQav), аллювиально-делювиальные (adQ) и элювиально-делювиальные (edQ) грунты и отложения верхнего отдела пермской системы (P2).

Гидрогеологические условия

По гидрогеологическому районированию территории работ относится к Камскому гидрогеологическому району, расположенному на северо-востоке Волго-Камского артезианского бассейна в среднем течении р. Кама.

Здесь развиты воды татарского, казанского и уфимского водоносных комплексов. Местности, выполненные аллювиальными отложениями большой мощности, содержат значительные запасы пресных вод этого горизонта.

Водные ресурсы представлены речным стоком, водами искусственных водоемов, подземными водами.

Поверхностные воды

Территория района полностью относится к бассейну реки Кама. Она покрыта густой гидрографической сетью включающей реки, ручьи, родники. Характер питания поверхностных водных объектов преимущественно снегового типа с четко выраженными фазами уровневого режима весеннего половодья, летней межени, летне-осеннего дождевого паводка и зимней межени. Речная сеть достаточно хорошо развита: коэффициент развития речной сети 0,43−0,53 кмкм2. Находясь в зоне достаточного или избыточного увлажнения, большинство рек характеризуется значительной величиной стока. Модуль стока колеблется в пределах от 7−8 лсек с 1 км2 — в северных районах, до 5−4,5 лсек с 1 км2 — в южных. По гидрохимическому составу реки района относятся к гидрокарбонатным водам с малой минерализацией. Степень минерализации колеблется от 200−500 мгл. Мутность речных вод, загрязненных промстоками, не превышает 100−250 гм3.

Водостоки со слаборазвитыми долинами, слабо заболоченными поймами поросшими влаголюбивой растительностью (осока, камыши, ива) по берегам много заливов. Река Рынок — правый приток р. Калмашки. Русло реки извилистое глубиной около 0,2 м. Дно глинистое заиловано, течение практически отсутствует. Склоны долины высокие 10−24 м. крутые ассиметричные. Берега задернованы участками поросли редким кустарником. На участке пересечения с трассой ручей образует пруд глубиной 1,5−2,1 м., шириной по зеркалу воды до 20 м. Берега крутые высотой до 6 м., задернованные частично поросли редким кустарником. Дно глинистое заилованное. Течение практически отсутствует. На некоторых участках р. Рынок и ручьев без имени имеются небольшие пруды, образовавшиеся при строительстве плотин различного назначения. Для определения химического состава поверхностных вод было отобрано по пробе воды из р. Рынок и ручьев без имени. Воды по химическому составу гидрокарбонатно кальциевые пресноватые с общей минерализацией 0,5−0,8 г литр. Поверхностные воды неагрессивные к бетону нормальной проницаемости (маркиW4) и к арматуре железобетонных конструкций при периодическом смачивании. Химический состав поверхностных вод приведен в приложении А. Подземные воды на территории приурочены к отложениям всего разреза осадочной толщи. Режим их тесно связан с метеорологическими факторами и явлениями конденсации, кроме того, на режим подземных вод во многих случаях оказывают влияние, так называемые, искусственные факторы, обусловленные деятельностью человека. Колебания уровня вдали от рек достигают 1−1,5 м. Подземные воды в большей части незащищены или недостаточно защищены от поверхностного загрязнения и на их загрязнение сказывается влияние хозяйственной деятельности.

В геологическом строении трассы нефтепровода принимают участие четвертичные техногенные (tQiv) и элювиально-делювиальные (edQ) грунты.

С поверхности по трассе водовода практически повсеместно развит почвенно-растительный слой мощностью 0,1−0,2 м.

Геолого-литологический разрез по трассе следующий (сверху вниз):

Четвертичные отложения — Q

Техногенные отложения — tQiv

Техногенные отложения представлены насыпными грунтами, распространенными на участке перехода через асфальтовую дорогу.

Насыпной грунт: гравий и галька кварцево-кремнистого состава встречен на участке пересечения с асфальтовой дорогой ДНС-2-Калмаши ДНС-1, куст в пределах насыпи 4+98,5−5+19,5 с глубины 0,1 м поверхности. Мощность насыпных грунтов 0,2 м.

Насыпной грунт суглинок коричневый: тугопластичный. Встречен на участке пересечения с асфальтовой дорогой ДНС-2-Калмаши ДНС-1, в пределах насыпи 4+98,5−5+19,5 с глубины 0,3 м от поверхности. Мощность насыпных грунтов 0,6 м. Насыпные грунты отсыпаны сухим способом уплотненные слежавшиеся с давностью отсыпки 5 лет. Элювиально-делювиальные отложения.

Суглинок коричневый: полутвердой и мягко пластичной консистенции. Встречен повсеместно с глубины 0,1−1,0 м от поверхности. Вскрытая мощность 2,0−4,8 м.

Глина коричневая: полутвердая тугопластичная с единичным включением дресвы алевролита. Встречена на участке пк 0+10−4+81 и пк 7+39,55 с глубины 0,2 м от поверхности. Мощность слоя 1,2−2,7 м.

Пермская система — P

Верхний отдел — P2

Алевролит коричневый: очень низкой прочности сильно выветренный сильно трещиноватый размягчаемый. Встречен на участке пк 4+55 пк 7+39,55 с глубины 1,4−1,8 м Вскрытая мощность 3,2−3,6 м.

Условия залегания геолого-литологических разновидностей грунтов представлены на продольном и укрупненном профилях трассы водовода.

Подземные воды по трассе проектируемого водовода до глубины 5,0 м не встречены. Однако в периоды интенсивного снеготаяния обильных затяжных дождей при нарушении поверхностного стока возможно формирование горизонта подземных вод типа верховодка на глубине 0,5−1,0 м. На основании гидрогеологического обследования участок изысканий согласно приложению ИСП 20 относится к району III — не подтопляемые по подтопляемости территории.

2 Технологический раздел проекта

2. 1 Общая часть

Нефтепровод «ДНС № 5 — УПН «Ельниковка» ОАО «Удмуртнефть».

Наименование — нефтепровод «ДНС № 5 — УПН «Ельниковка»;

Категория трубопровода — 3;

Схема прокладки — подземная;

Сооружен по проекту — ТатНИПИнефть, Гипроречтранс;

Общая протяженность нефтепровода — 18 850 м;

Протяженность подводного перехода нефтепровода — 4300 м;

Диаметр/ толщина стенки труб подводного перехода нефтепровода — 2739,0 мм;

Год ввода в эксплуатацию — декабрь 1986 г.

Завод изготовитель труб — информация отсутствует;

Генеральная подрядная организация по сооружению нефтепровода — СМУ 34;

Глубина заложения: по проекту 1,6 м.

Транспортируемый продукт: пластовая жидкость, температура t = +8°С;

Проектное рабочее давление — 4,0 МПа;

Количество и тип линейных задвижек: Ду 250×40 — 2 шт.

Раскладка труб по трассе: Ш 273×9 мм — 4300 м.

Материал труб: трубы изготовлены по ГОСТ 1050–74 (Ст20);

Соединения труб: сварные, сварка ручная электродуговая, электрод типа УОНИ 13/55 4 УД по ГОСТ 9467–75;

Защитное покрытие трубопровода: битумное, битумное усиленное пленкой;

Данные о сертификатах: на трубы — имеются, на ленту и защитную обертку — имеются, на сварочные материалы — имеются.

Сведения об испытаниях — информация отсутствует;

Сведения об обследованиях и ревизиях трубопровода — информация отсутствует;

Документы о ремонтах, авариях, внештатных ситуациях — имеется не в полном объеме;

Сведения о представленной на рассмотрение документации:

1. Паспорт нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка»;

2. Заключение экспертизы промышленной безопасности подводного перехода межпромыслового нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка»;

3. Заключительный отчет по проведению экспертизы промышленной безопасности подводного перехода межпромыслового нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка».

2. 2 Характеристика транспортируемой продукции, ее физико-химические и теплофизические свойства

Таблица 2.1 — Физико-химические свойства нефти

№ п/п

Наименование показателей

Един.

Измерения

Результат анализа

Методика выполнения измерения

1

Плотность при 20°С

Г/см3

0,880−0,895

ГОСТ 3900–85

2

Вязкость кинематическая

При 20°С

При 35°С

Мм/с

Мм/с

39

22

ГОСТ 33–2000

ГОСТ 33–2000

3

Содержание механических примесей

% по массе

0,026

ГОСТ 6770–83

4

Содержание воды

%

До 1. 0

ГОСТ 2477–65

5

Содержание серы

%

До 3. 0

ASTMD 4294

6

Содержание сероводорода

Мг/дм3

9,9

РД-1−1193−84

7

Температура застывания

Гр/сек

-22

ГОСТ-20 287−85

8

Содержание асфальтенов

-смол селикагелевых

— парафина

%

21

43

ГОСТ 2177–82

ГОСТ 2177–82

9

Содержание хлористых солей

Мг/дм3

До 600

10

Давление насыщенных паров

При 20°С

При 35°С

Мм. рт. Ст.

275

330

ГОСТ 1756–2000

11

Теплота сгорания

Ккал. /кг

10 090

12

Температура кипения

°С

80

2.3 Аварийность трубопроводного транспорта

Большую часть нефтепромыслового оборудования месторождений ОАО «Удмуртнефть» составляют трубопроводы различного назначения, в связи, с чем им уделяется особое внимание. Нефтепромысловые трубопроводы относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в сложных эксплуатационных условиях.

Коррозионные процессы, развивающиеся на внутренней и наружной поверхности труб с течением времени приводят к значительному утонению металла стенки, и, как следствие, к снижению прочности конструкции.

Наличие большого количества соединений (сварных, фланцевых) труб, деталей трубопроводов уменьшает возможность перераспределения внутренних механических напряжений, приводит к возникновению зон концентрации механических напряжений, что еще более усугубляет неравномерность напряженного состояния.

В зонах концентрации напряжений проявляется тенденция к развитию начальных дефектов при сравнительно низком уровне общего напряженного состояния, когда средние напряжения в конструкции не превышают расчетных (допустимых) значений.

На сегодняшний день первоочередной является задача достоверной оценки фактического состояния трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время. Длительная эксплуатация трубопроводов сопровождается процессами старения металла, ухудшением его физико-химических свойств. Эти и ряд других причин приводят к появлению различного вида дефектов, которые способствуют снижению эксплуатационной надежности трубопроводов. Особое внимание должно уделяться трубопроводам, для которых отсутствуют, сведения о марке стали и механических свойствах металла, а качество металла не отвечает современным требованиям, предъявляемым к трубным сталям.

Отказы и аварии трубопроводов приводят к значительному материальному и экологическому ущербу. Непредсказуемые последствия отказов, обязывают постоянно следить за состоянием элементов трубопроводов и стремиться своевременно, устанавливать начало возникновения условий для образования предельного напряженно-деформированного состояния конструкций.

Диагностика — это комплекс мероприятий по получению и обработке информации, установлению технического состояния и принятию обоснованных решений по дальнейшей безопасной эксплуатации трубопроводных систем.

В современных экономических условиях приоритетное значение приобретают методы контроля, позволяющие проводить техническое диагностирование трубопроводов, резервуаров, механоэнергетического оборудования насосных и компрессорных станций и других объектов без вывода из эксплуатации. Это обеспечивает значительное снижение материальных, трудовых и временных затрат на проведение обследования.

Аварийность трубопроводного транспорта приводит к прямым и косвенным потерям, которые несет нефтегазодобывающее предприятие. К прямым потерям относятся потери нефти в результате разливов и из-за простоя нефтегазодобывающего оборудования, а также те затраты, которые требуются для устранения аварий. К косвенным потерям можно отнести затраты на экологические мероприятия (в том числе, штрафы), которые необходимо проводить для ликвидации экологических последствий аварийных ситуаций. Причем в некоторых случаях косвенные потери могут во много раз превышать прямые.

Многие трубопроводы эксплуатируются длительный период, сроки службы многих из них превышают нормативные. Согласно Р Д 39−132−94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту нефтепромысловых трубопроводов», пункт 1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в таблице 2.2.

2.4 Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

по регионам отрасли

Таблица 2.2 - Фактические сроки службы промысловых трубопроводов по регионам отрасли

#G0Назначение трубопровода, транспортируемая среда

Фактические сроки службы по регионам добычи, годы

Урал — Поволжье

Зап. Сибирь

южные районы

другие районы

Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин до центральных пунктов сбора и дожимных насосных станций (выкидные линии, нефтегазосборные коллекторы, газопроводы, внутриплощадочные трубопроводы) при содержании сероводорода до 300 Па.

10

10

8

12

Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода в продукции скважин свыше 300 Па.

5

5

4

6

Трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод при содержании сероводорода до 300 Па.

6

7

5

8

Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода свыше 300 Па.

3

4

3

6

Трубопроводы пресных вод.

15

15

15

15

Нефтепроводы, газопроводы для транспортирования товарной нефти и газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта, газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи, газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.

20

20

20

20

Рассматриваемый нами напорный нефтепровод «ДНС-5 — УПН «Ельниковка» предназначен для транспорта продукции нефтяных скважин с дожимных насосных станций до центральных пунктов сбора, при содержании сероводорода до 300 Па и по Урало-Поволжскому региону добычи его срок службы составляет 10 лет.

2.5 Новые требования Федерального закона к экспертизе опасных производственных объектов

С принятием Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов (№ 166-ФЗ от 21. 07. 97) в стране развернулась Система промышленной безопасности при Госгортехнадзоре России, и начались работы по экспертизе безопасности определенных опасных производственных объектов, под эти объекты попадает напорный нефтепровод «ДНС-5 — УПН «Ельниковка». Данный объект введен в эксплуатацию 1986 году, прослужил длительный срок и исчерпал свой проектный и амортизационный ресурс, не соответствует современным нормативным требованиям, содержит дефекты. Но этот объекты никак нельзя остановить и демонтировать, поскольку замена нефтепровода протяженностью 18 850 метров, при нынешних ценах на металл, потребует капитальных вложений. Получается очень дорогой и долго окупаемый проект. Другая большая проблема связанна с тем, что нельзя остановить большое производство на длительный срок. Система нефтесбора вся связана между собой. Остановился один объект, следом остановится другой и так по цепочке.

Например, как показывают результаты диагностики, ни один трубопровод не соответствует всем современным требованиям. Все они имеют дефекты типа расслоение металла недопустимых размеров. В таких случаях приходится или отказаться от экспертизы (так как по нормам не положено дальше их эксплуатировать), или продлевать срок эксплуатации, рекомендуя при этом дополнительные меры безопасности.

В результате в качестве эксперта в области промышленной безопасности опасных производственных объектов был выбран Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет и заключен договор № 14 415/741у-07 от 06. 08. 2007 г. между ОАО «Удмуртнефть» и УГНТУ.

Согласно подписанного договора была разработана программа работ по экспертизе промышленной безопасности напорного нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка».

2. 6 Программа работ по экспертизе промышленной безопасности напорного нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка»

Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№ 116-ФЗ) нефтепромысловые трубопроводы ОАО «Удмуртнефть» относятся к опасным производственным объектам, для которых необходимо проведение регулярных ревизий, диагностики, испытаний и освидетельствований эксплуатируемого оборудования.

2.6.1 Объем и содержание работы

Комплекс работ по диагностированию нефтепромысловых трубопроводов в эксплуатационных условиях включает в себя следующие основные этапы работ:

Сбор информации об объектах контроля

На данном этапе проводится сбор, изучение и анализ проектной, исполнительной, технической, эксплуатационной документации по трубопроводам, результатов предыдущих диагностических обследований для уточнения объема, сроков, методики обследования, а также получения исходных данных для экспертно-инженерной оценки параметров, определяющих техническое состояние трубопроводов и проведения расчетов остаточного ресурса безопасной эксплуатации.

Заказчик предоставляет Исполнителю всю имеющуюся техническую документацию на трубопровод (в том числе: перечень и координаты тупиковых и застойных зон, перечень участков с толщинами стенок трубопроводов, не соответствующими проекту, перечень трубопроводов, на которых имеются ненормативные соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки и др.), перечень трубопроводов, на которых имеются временные ремонтные конструкции, перечень и координаты мест трубопроводов, имевших отказы с выходом нефти) и гарантирует достоверность представляемых данных.

Исполнитель — УГНТУ.

2.6.2 Подготовка нефтепровода к обследованию (очистка и калибровка)

На данном этапе проводится разбивка трассы напорного нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка» для определения мест контроля прохождения скребков при проведении очистных работ и внутритрубных инспекционных снарядов при внутритрубной диагностике. После очистки нефтепровода от АСПО, инородных предметов очистными устройствами, выполняется калибровка (определение проходного сечения) напорного нефтепровода с помощью скребка-калибра.

Исполнители — УГНТУ, НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмуртнефть».

2.6.3 Обследование нефтепровода «ДНС-5 — УПН «Ельниковка» бесконтактным электронным геометрическим поршнем EGP

Обследование внутреннего диаметра напорного нефтепровода выполняется c использованием 48-канального бесконтактного электронного геометрического поршня EGP (тип EGP 10"1. 5V01. 04). Поршень EGP пропускается по нефтепроводу для обнаружения, измерения и определения местонахождения всех геометрических деформаций трубопровода, овальностей, а также для подтверждения возможности беспрепятственного прохождения внутритрубного инспекционного поршня для определения потери металла.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой