МЕТОДИКА ОБСЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ. ПРОЛОЖЕННЫХ НА БОЛОТАХ РД 39-30 495 80

1981

Министерство нефтяной промноленности ГСВСОШПЫЙ НАУЧНО-ИССЛВДОРАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО СБОРУ. ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТУ ЧЕСТИ И НБ»ТШРОЛУКТОВ "ШИКСПТвефгь*

УТЗН’.'ШЯА

першм заместителем мннистра нефтяной проюгаленноста Е.И.Кре*«неЕнм 31 декабря I960 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ОБСЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЫИХ НЕВТШРОВОДОВ, ПРОЛСЕШШ НА БОЛОТАХ РД 39-30-495-80

У 4* - I99T

:o

даптся коррэзионняии микроэлементами нефтепровода. имеющего непосредственный контакт о торфяником.

Градиент потенциала измеряют двумя МО? методом продольного градиента потенциала. Оба пеполяриэущюсся МСЭ, которое нужно тщательно подобрать по идентичности значения собственного потенциала, устанавливают над нефтепроводом z переставляют по тресое шагом 25м. Электрод* помещают вдоль нефтепровода вблизи его оси, на расстоянии 2-1C и друг от друга. Измерения производятся не мдлливольтовом пределе прибора 45; 75 ыС. За нуль принимают потенциал электрода первого измерения. Потенциал от дельты точек определяют суммированием изксреннюс величин, При этом выбирают знак электрода, установленного вцереди по ходу измерений.

3.5, Состояние изоляционного покрытия определяют по одному из следующих параметров:

величине защитней плотности тока УМНЪ; величине переходного сопротивления *труба-грунт".

3.5.1. Защгтрая плотность топа - один из основных параметров, характвризухпих состояние изоляции нефтепровода. Она определяется по схеме, приведенной ре рис. 3.

Расчетная плотность тока определяется по Формуле

- резкость измеренных значений падений напряжений (мВ^на участках нефтепровода длиной L (протяженность болота), к;

	/	"0-	-(y>-
---- ! i		z'Xv/АУ/	(7/АУ/Х'	VaswM/
(				31
5				Г7
		I	L

he, 3, Схм» креилеш umeen tou u eneiMM ями* пя#ч« •зале* hhs ЛСЗ ur 0713:

Х-Тигбоо»**©!

2*7ее1веш nreuoi мип ЛЗ ui 0ЛЗ З'Кмере.шии cp*3*t*i

/?_г    -    продольное сопротивление трубопровода, Оц/м,

которое приводится в приложении 4;

2)    -    диаметр нефтепровода, м»

Измерение падений напряжений рекомендуется проводить миллиам-периольтметром типа №831.

3.5.2. При определении переходного сопротивления нефтепровода на грантоЛ "труба-грунт* используют метод катодной полпризапин /4/. Расчетное переходное сопротивление определяется по формуле

рое приводится в приложении 4; t - расстояние между соседними точками измерения, в на-щом случав расстоянием является протяженность от -дельного перехода через болото, м;

U - диаметр нефтепровода, м;

О, - смещение разности потенциалов "труоа-грунт* и опро-

вклшення катодной поляризации) в начале и в к шив участка (болота).

Результаты нзмереыгл п расчета воносятся в форму (приложение 5). Из двух яредлажеттзч методов по опенке состояния изоляционного погрвтмя наиболее призилешм в условиях болот является защитная плотность тока, г.к. он менее трудоемок.

3*6. В случав действия блуждающих токов измерения целесообразно проводить самопишущими приборами типа В-39. При их отсутствии измерения необходимо проводить милливольтметрами со стрелочным отсчетом, отмечая показания милливольтметра черев равные промежутки времени 10 4 20 с , а при частом движении зоовдов (не менее шеоти в час) - через каждые 3-10 с . Время измерения в одной точка должно быть не менее 5 минут.

3.7.    Если в результате контроля изоляционного покрытия установлено его неудовлетворительное состояние, то необходимо найти место дефектов и повреждений в изоляции.

3.8.    Поиск дефектов в изоляционном покрытии ведут иомтедями повреждений ИП-74, ИПИ-76.

Обнаружение сквозных дефектов в изоляционной покрытии подьш-нопределенного нефтепровода производится по сигналу от генератора прибора ТПК-1 иля от установки катодной вавоггы при соответствуйте* положение тумблера приемника ИПИ-76 (1000 или 100 гц). Подключение генератора осуществляется как н при определено оси нефтепровода.

3.8Л. 3 случае отсутствия прибора ИПИ-76 можно использовав прибор типа ИП-74. Схема, поясняющая принцип работы приборе НП-74_ч приводится ка рис. 4.

3.8.2. При обнаружении повреждения а изоляционном покрытии прибором ИПИ-76 или ИП-74 о цель» определимая размеров его* изоляционном покрытии и состояния поверхности тел» труби необходим» выполнить иурфовку.

3.9.    Щурфовка выполняется преимущественно и то время, когда грунтовые ч болотные воды находятся на возможно низком уровне от поверхности,

3.9.1. На болотах 1 и П типов глубиной до 0,8 ы разработка щурфа ведется обычным способом о последующей откачкой болотной во-дч. о прчмеиением болотного екскаватора тала К-4Обна гусеничном

Pit. 4. Схема, поящая ипя принцип работы приборов ИПЙ-76 /ИГ.-74/l I - наолнроьыкный трубопровод; 2 - генератор сигналов авако* яаототы; 3 - КИП; 4 - контактные нтырв; 5 - приемная часть ИПй; 6 - 888ем-левее генератора.

ходу или экскаватор! типа Э-304В.

3.9.2.    На болотах I й П типов глубиной от 0,8 м до 2,0 м шурфоэ-ка выполняется зкскаватором типа К-406с предварительным ограждением щурфа. Перадвиженже вкокаватора осуществляется по лехнегой дороге или по плитам СРДП. Ограждение производится деревянными шпунтами или гофрированными листал® (200 х 250 х 0,2 см). Вдавливание шпунтов в торф производится ковшом экскаватора. После монтажа ограждения грунт выбирается экскаватором. Откачка болотной вода из шурфа осуществляется насосом HI£-I и HIP-2.

3.9.3.    На болотах П типа глубиной свыше 2 м (травяно-кустеряи-ково-тростниковые, травяные и травяно-моховые переходные пушиц ев о--офагновые мшфогандшафты) и на болотах Ш типа разработку шурфа целесообразно выполнять специальной техникой или обычной техникой

с плавучих средств. Для осмотра технического состояния УМЯВ тепо-ь-эуют труд водолаза или специальное устройство (^гсухой док").

3.9.4.    При обнаруженном дефекте в изоляционном покрытии сле

дует выполнить ремонт изоляции (нанесением в два слоя стеклохолста о использованием клея "Спрут-Ям*}.    После    завершения ремонта

шурф заоыпяется.

3.9.5.    Результаты осмотра нефтепровода в шурфах заносят б акт

технического обследования    (см.приложение 2).

4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЯ

4.1.    Результаты обследований оформляют актом технического обследования и профилем эагдублеюи нефтепровода через болото. На профиле наносятся отметки положения нефтепровода при сооружении.

4.2.    Выявление коррозионных зон на участках нефтепровода осуществляют путем обовботкж результатов измерений и построений гра~

фиков продольного градиента потенциала или распределения разности потенциалов "нефтепровод-грунт"♦

4.2.1.    Участки, на которых наблюдается значение градиента по* тенгиала + 75 мВ в почтах с попгженншд удельным сопротивлением, а также участки, характеризующиеся чаотым чередованием полярнооти, считаются коррозионно-опасными и подлежат осмотру в шурфах (ом.

п. 3.9.).

4.2.2.    При наличии блуждающих токов разность потенциалов "нефтепровод-грунт" измеряют с палью выявления на нефтепроводе анодных л катодных зон, вызванных блуждающими токами. Обработка результатов измерений разности потенциалов "нефтепровод-грунт" в этом случае, заключается ъ определении средних положительных и отрипа -тельных значения за время игмерения. Подсчет средних величин сме -щений разности потенциалов, выполненных о МСЭ, производится:

дтя всех мгночеышх значений измеренных величин положительного и отрицательного знака, меньших по абсолютной величине, чем 0,55 3, по формуле

(/(+)-    *'^а// tU/)+4$St<    .

**    /7

для всех мгновенных значений измеренных величин отрливтельно-

го мака, лреюшгщих со абсолютней величин 0,55 В, по формуле л< /_/«.    'j^SS.rt

'    "    /7    '

ил    среднее    пйдгжвтшидоо    значение    омедекад    роедоста

потенциалов "нефгепроводггруит*, В; t Ц - все мгновенные анечоппл ломеронного потенциала положительного или огршштслиюго знака мчньяе по абсолютной величине 0,55 В; л - суммяъное число отсчетов положительное и отри -нательного знака, меньших по абсолютной величине 0,55 В, включая и нулевые;

(-С/{'}~ мгновенные значения измеренного потенциала отрицательного 8няха, превышающие по абсолютной ве -личине 0,55 В; т - число отсчетов отрицательного знака., преввгпавдих по абсолютной величине 0,55 В; п - общее количество отсчетов, для построения графика изменения разности потенциалов "нефтепровод -грунт" по МСЭ получешше средние значения смещения вводят в формулу

^ ^ *fass), а

По средним значениям измеренных величин строится диаграмма в координатах    и    С с нанесением точек всех значений и соеди

нением их прямыми литиями.

4.3. Состояние изоляционного покрытия опениЕагт по следующим параметрам:

величине фактической защитной плотности тока на отдельном участке плеча защитной зоны электрохимэащптн в соответствия о таблицей I.

Таблица I

Характеристика состояния изоляционного покрытия по плотности защитного тока

^,втт~ S °-⁰⁵³ < °-⁰⁵⁴    °*^п {    °<^1г * °'^G°

м^м£__’_____i.....i_.......I..........

Опенка изоляционного

покрытия    отлично    хорошо    удовлетворительно

величине переходного сопротивления в соответствии о таблпсе 2,

Таблица 2

Характеристика состояния изоляционного покрытия по величине переходного сопротивления

!Пвр.е^0йН^0ДТ1^0Х1^^®^*?А.    -

j на битумной основе {ни полимерной основе

I •    1C⁴    I    •    Ю⁵

8 •    Ю³    4    ♦    Ю⁴

6 *    I0³    2    •    I0⁴

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЩШИ онжаовшш

5.1.    Все работы пс обследовашло технического состояния участков магистрального нефтепровода, проложенного в болотистой местности, должны выполняться о собладанием правил по технике безопасности, предусмотренных в /5,6,7/.

5.2.    Обследование выполняется группой работников РНЦУ и олукб ЭХЭ, СУПЛАВ оснащенных сродства ми по технике безопасности при про-вед вяжи обследования на болотах.

5.3- При проведении глектричесхих измерений на действупцих подземных нефтепроводах необходимо соблюдать правила техники безопасности в соответствии с инструкциями по эксплуатации используемых приборов.

5.4. Для выполнения работ в шурфах следует назначать не менее

2-х рабочих.

Приложение I (справочное)

Примерный перечень основных механизмов, снаряжения, инструментов и приспособлений, применяемых при оболедоваюш УМПБ

Наименование (тип, основной размер) I	!К-во !шт«,	! 1 Назначение *
1^сенячный транспортер плаваю- I шдй грузоподъемностью дс 4 т типа ГАЗ-71 или ГГТ		Перевозка оборудования и бригады к местам обследования
Экскаватор болотный типа К-408 или 3-304В	I	Разработка шурфа
Нассс НШ-1 или HIC-2	I	Для откачки болотной волы из вырытого шурфа
Кессон	I	Обследование нефтепровода
Понтон грузопедъемностью до 30 т	I	Для работы семлеоойной техники
?8змыващие устройства (гидромониторы типа ГММ-Х)	I КОМПЛ.	Для размыва гумуса
Деревянные шпунты	4	Для огразденил шурфе
Плиты СР.ЦП	20 ВТ.	Для прохождения техники
Надувная резиновая 3-х местная лодка	I	Обеспечение работ ка воде
Гибкий шланг	50 п.м.	Для подсоединения к насосу
Водолазное снаряжение	1 КОМПЛ.	Выполнение работ в болоте
Трассоискстель ТШС-I или ВТР-1УМ в комплекте	1	Определение оси тоуСы и се залегания на глубине
Искатель повреждений изоляции типа ИП-74 или ИЛИ-76 в комплекте	I	Определение состояния изоляционного покрытия

"Методика обследования технического ооотошпи участков магистральных нефтепроводов, проложенных на болотах" содержит определение технического оостоянжя нефтепровода, рассматривает методы и средства которые необходимо использовать при обследовании, устанавливает последовательность выполнения обследования.

Настоящая "Мотодаю...* разработала авторским коллективом в составе: Бетталова А.З., Гомерова А.Г., Падина В.С., Захарова И.Я Овчинникова И.С.

__________I ------	J_ JL _	! 3
Прибор М231 или ИПВВ-I	I	Измерение потенциала "нефтепровод-грунт"
Прибор типе 1С-08 или М-416	I	.Для проверки работы КИП
Ледорубы не бензиновой моторе типа "Урал" и мотопиле "Дружба"	2	Устройство для работ в 8импее время и создание лежневок летом
Радиостанция с радиусом действия 5-10 км	2	Обеспечение связи между госдезистами и оператором
Теодолиты Т-1, Т-5, Т-10	2	Геодезические работе при съемке положения нефтепровода
Нивелир HB-I	I	То же
РеРка деревянная складная 3-г метровая	I	То же
Мерная лента 20 м	I	То же
Футшток	I	То же
Водяной термометр в метал-ш-ческой оправе	2	Измерение температуры води
Термометр	2	Измерение температуры воздуха
Вехи деревянные 1,5 м	10	Обозначение створов перехода
Лопаты	4	Для земляных работ
Канат капроновый - 12 и	60	Для техличоских нужд
Трос Д .17 мм F К 4-5 ш	50 п.м.	То же
Пояса спасательные	4	По технике безопасности
Пабор слесарного лнструмеита	I	Для технических нужд
Аптечки мед щыские	2	По технике безопасное**

Методика обследования технического состояния участков магистральных нефтепроводов, проложенных на болотах

РД 39-30-496-80

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 23 января 1981 г, № 61

Срок введения с 10.02.81 Срок действии до 10.02.86

Настоящая методика распространяется на магистральные нефтепроводы и устанавливает методы обследования технического состояния участхов магистральных нефтепроводов, проложенных на болотах.

I. овде положения

1.1.    Год техническим состоянием линейной части магистрального нефтепровода (ЫН) понимается совокупность подверженных изменению ь процессе окспл>атации свойств, характеризуемая в определенный момент времени признаками, установлвнньаа технической документацией на МП. Признаками технического состояния МН являются переходное сопротивление изоляционного покрытия, интенсивность и размеры коррозионных дефектов, характеристики планово-высотного положения, устойчивость и др.

1.2.    Обследование технического состояния участков магистральных нефтепроводов, проложенных не болотах (УМНБ), включает:

определение планово-выоотного положения нефтепроводе;

определение коррозионно-опасных зон методом електрических из-

песета разности потенциалов "тру(5а-грунт” и градиента потенциала;

определенна состоянья изоляции нефтепровода методом электрических измерений защитной плотности тока п методом катодной поляризации;

определение состояния поверхности трубы на участке нефтепровода шурфованием.

1.3.    Обследование выполняется согласно ялану-графику ТОР и разработанных мероприятий, учитыяахщих очередность и условия работы по обследованию конкретных УМНБ.

1.4.    Обследование выполняется группой специалистов УМН, РНУ* БПО с участием работников СУПЛАБ, АШ, ЭХЗ. Состав рабочих групп определяется приказом УМН или РНУ. Для выполнения обследований группы оснащаются техническими средствами (приложение 1).

1.5.    Время проведения обследования выбирается в зависимости от проходимости болот существующих средств передвижения и специальных устройств:

на участках нефтепровода, проходящего по болотам 1 и П типов, обследование технического состояния можно производить как в летнее эрекя, так и в зимнее время года в зависимости от технической оснащенности (болотная техника, плиты СРДП и т.д.);

на участках нефтепровода, проходящего по незамерзающим болотам и по болотам Ш типа, обследование технического состояния производится преимущественно в зимнее время года.

1.6.    Обследование проводится не реже одного раза в два года /2/. При неудовлетворительном состоянии параметров технического состояния УМЯВ (изоляционного покрытия и тела трубы) требуется производить обследование ежегодно, т.е. ежегодный контроль.

1.7.    Обследование технического состояния УМНБ состоит из подготовительных, измерительных работ и обработки материалов обследо

вания.

1.8. По результатам обследования и обработки составляется акт о техническом состоянии обследованных участков (Приложение 2).

2. ПОДГОТОВИТВДЬНЫ Е РАБОТУ

2.1.    Подготовительнье рьботы включают сбор, ознакомление и обработку проектных, исполнительных, эксплуатационных документов:

характеристику УШБ. составленную по форме (Приложение 3)

материалы предыдущих обследований;

сведения об имсвпих место ранее отказах нефтепровода на болотах;

сзсдендя по выполнению капитального ремонта нефтепровода на болотах;

сведения по мелиоративным работам на болотах, где проложен нефтепровод.

2.2.    В базовых условиях перед выходом на трассу выполняются следующие работы:

подготовка и комплектация приборов, средств и оборудования для проведения обследования;

подготовка документации для записи результатов намерения;

проверка технической оснащенности группы.

3. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ РАБОТУ

3.1. Измерительные работы проводятся с целью получения достоверной информации о параметрах технического состояния УМНБ и включают:

определение планового положения ж глубины залегания нефтепровода на участке болота и на береговых участках болота в обе сто-

pom рэ расстоянии 40 и с закреплением на местности пикзтажпых столбов, углов поворота, оси нефтепровода, репероЕ;

уточнение протяженности перехода;

определение глубош болотных вод;

определение глубины промерзания бояот в зимнее время года;

определение коррозионно-опасных зон УМНБ;

определение состояния изоляции нефтепровода;

оттрецелзние состояния поверхности тела трубы на УМКБ.

3.2.    Определение плапово-высетного положения и состояния изоляция ЯМБ является одним из основных мероприятий по качеству при обследовании их в период эксплуатации.

3.3.    При обследования технического состояния УМКБ следует применять низкочастотный электромагнитный метод. Прл использовании электромагнитного метода применяют трассоиекятели типа ТПК-1,

ВТР-1У М и искатели повреждении типа Ш-74 (5ШИ-76), ИПВК-1. Трас-соискатслъ TUK-I предназначен для поиска трасс подземных металлических трубопроводов с диапазоном измерения глубины залегания

С 4 10 U *

3.3.1.    Перед началом работы с прибором 1П1С-1 и другими приборами необходимо ознакомиться с их техническим описанием, инструкцией по эксплуатации, а также с правилами техники безопасности.

3.3.2.    Расстояние между точками замеров зависит от точности построения продольного профиля к может колебаться в пределах 10 ♦ 20

диаметров нефтепровода. Замеры производятся в одной точке па менее 2-х раз.

3.3.3.    Раэбиряа и закрепление па местности контрольных точек для наблюдений за подвижкой нефтепровода производится гоодезичэс-кям методом в соответствии /3/.

3.4. Для выявления коррозионных зон на УМКБ применяют следующие методы: измерение разности потенциалов "труба-грунт¹*; изморе-

кие граджэнта потенциала (в случае отсутствия электрохимической 8а ни ты).

3.4.1.    Перед намерение* разности потенциалов "труба-грунт" следует произвести проверку исправности электрического вывода от нефтепровода в контрольно-измерительном пункте (ККП).

Исправность электрического вывода в КИНе иокно определить по схеме, приведенной на рис. X. При этом, если измеренное сопротивление меньше 10 Ом , то вывод КИПа исправен, если больше 10 Ом , то вывод не исправен. Эти денные приведены для нефтепровода с битумной изоляцией. Ддя нефтепроводов с другими видами изоляции это значение должно определяться опытным путем.

3.4.2.    Измерение разности потенциалов "труба-грунт" производится контактным методом с применением миллвампервелыметра типа M23I.

Б качество электрода сравнения испольвувт неполярнзухвджйся медао-сульфатиый электрод (1СЭ), который должен устанавливаться около нефтепровода. МСЭ может располагаться над нефтепроводом в болотной воде, что не влияет иа качество измерения. Обычный маг намерений принят 20 м с нсполь80занжсм метода выносного электрода.

При этом применяется катушка о проводом до 500 м. При производстве измерений начало катушки подключается к нефтепроводу при иомсици КИП, а конец ее - к минусовой клемме M23I, плюсовая клемма которого соединяется проводником с МЗЭ. Измерение разности потенциалов "трубе-грунт" производится по охеме, приведенной ва рис. 2.

Полученные результаты измерений записываю^ в журнал. При заполнении журнале обязательно отмечают положение переключатели пределов измерений прибора, е также знаки измеренных величин.

3.4.3.    Me*'од градиента потенциала применяют для определения корровиокно-опасных зон на нефтепроводе, не имещнх ележтрохж»-ческой защиты, когда эдектраческое поле на поверхности грунты оеэ-

Pic.I. Clean проверка eoctofкал ICHI :

I - трубопровод 2 - КШ1| Э - л ребор кэхераллаяий тма ГС-С6 ш *-*16; * - проволнаха ссодммтениш?! 5 - эмктрох: метаа-азчесЕие

Риз. 2. Схаьч измерения речаоста погечцжаюв •труба-груат⁴ матовом 5 из ос йог» алватроха:

1 * трубсаровох; 7 - 1411; 3 - катужко о дровохом; % - водвтмчтр; 5 - IC3.