Главная страница
Навигация по странице:

  • Были выполнены следующие виды работ

  • Часть I I, III . Видеофайлы визуальной инспекции трубопровода находятся на дисках № 1-30.

  • После проведения осмотра муфты, повреждений не выявлено, утечек нефти и ингибитора не обнаружено.

  • Итого: восстановлена изоляция на 7 (семи) сварных швах.

  • Отремонтировано ≈ 11 м трубопровода. Видеоинформация находится на Диске № 2. Всего в ходе проведения всех ремонтов, было установлено 18 защитных, пластиковых кожухов.

  • В результате проведения работ было выявлено

  • Более подробная информация о замечаниях по трубопроводу изложена в журнале аномалий и протоколах инспекции. Часть III .

    		•

    Подводное обследование. стр.72-75 Основная часть. Руководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов дп 0434. 012006 Обследование подводного трубопровода с применением тпа


    Скачать 36.09 Kb.
    НазваниеРуководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов дп 0434. 012006 Обследование подводного трубопровода с применением тпа
    АнкорПодводное обследование
    Дата14.12.2022
    Размер36.09 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файластр.72-75 Основная часть.docx
    ТипРуководство
    #844878

    2. Краткое изложение результатов инспекции
    Работа производилась с борта КС «Атлет-4» в период с 25.03 по 09.12.2022 г. в объеме «Технического задания на производство регламентных работ на подводном нефтепроводе МЛСП Д-6 до береговой задвижки № 70 инв. № 956894/01» от 11.03.22 г., и дополнением к «Технического задания на производство регламентных работ на подводном нефтепроводе МЛСП Д-6 до береговой задвижки № 70 инв. № 956894/01» от 10.06.22г., в соответствии с:
    - СТО ЛУКОЙЛ-КМН 05-2014 «Правила технической эксплуатации морских
    нефтегазопромысловых сооружений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН»;

    - Технологический регламент на эксплуатацию морского нефтепромыслового

    трубопровода МЛСП Д-6 – НСП «Романово»;

    - Руководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских

    подводных трубопроводов;

    - ДП 04-34.01-2006 «Обследование подводного трубопровода с применением ТПА»;

    - ДП 04-34.02-2006 «Водолазное обследование подводного трубопровода»;

    - ДП 04-00.08-2006 «Обследование подводной части опорного основания МЛСП Д-6»;

    - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила

    безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
    Были выполнены следующие виды работ:


    1. ТЗ № 1. Общий технический осмотр трубопровода по всей длине с определением фактических координат положения незаглубленных участков трубопровода.

    Часть II,III. Видеофайлы визуальной инспекции трубопровода находятся на дисках № 1-30.


    1. ТЗ № 2. Замер потенциала на соединительном фланце и в местах крепления стояка к опорному блоку ОБ-2, степень морских обрастаний поверхности и состояние защитного покрытия стояка, величины зазоров между стояком и силовыми элементами конструкции опорного блока ОБ-2.




    1. ТЗ № 3. Визуальный осмотр подводной части зажима самогерметизирующего (ремонтной конструкции – далее РК) INTRACASE (проверка состояния наружного покрытия РК и крепежных элементов; проверка стыков и уплотнений РК на предмет повреждений; проверка состояния крана шарового; осмотр на предмет обнаружения утечек нефти и ингибитора). Таблица № 6.




    1. ТЗ № 4. Осмотр устойчивости положения опоры (разгружающего понтона) под трубопроводом на ПК 455+39, в т.ч. подмыв и просадка грунта под опорой, контакт трубопровода и опоры.




    1. ТЗ № 8, 27, 30, 31. Доп. ТЗ № 1, 3, 13. Замер геометрических размеров браслетных анодов, замер потенциала, осмотр состояния браслетного анода и токопроводов Марка: 240А, 518А, 461, 491, 215А, 231, 337.

    Рисунок № 12, 13.


    1. ТЗ № 25, 26, 28, 29. Доп. ТЗ № 12. В ходе проведения осмотра состояния браслетных анодов и токопроводов, было выявлено, демонтировано и поднято на поверхность 5 (пять) нерабочих протекторов Марки: 336, 249А, 338, 511, 494.




    Стр. 72 из 131

    1. ТЗ № 27, 31. В ходе проведения замеров геометрических размеров браслетных анодов, замеров потенциала, осмотр состояния браслетных анодов и токопроводов, было отремонтировано 2 (два) протектора, Марки: 518А, 491.

    2. ТЗ № 9. Поиск аномалии, разработка грунта, определение места аномалии, проведение неразрушающего контроля, ремонт аномалии с применением муфты УКМТ.




    1. ТЗ № --. По результатам водолазного осмотра, между сварными швами № 10 и № 11 на участке «Марка 373 ÷ Марка 374» был обнаружен камень ≈ 1.5 Ø, плотно прилегающий к нефтепроводу. По согласованию с ОГМ производилась работа по устранению камня.




    1. ТЗ № 24. Осмотр состояния изолирующей муфты тип МПСС 1010273.00.000-01 м.

    После проведения осмотра муфты, повреждений не выявлено, утечек нефти и ингибитора не обнаружено.


    1. Демонтаж повреждённого защитного кожуха, монтаж защитного кожуха Sea Shield 2000 HD, Рисунок № 2 на сварные швы:

    - ТЗ № 12. Сварной шов № 12 на участке «Марка 373 - Марка 374»;

    - ТЗ № 13. Сварной шов № 10 на участке «Марка 373 - Марка 374»;

    - ТЗ № 16. Сварной шов № 21 на участке «Сварной шов № 14 при движении от Марки 372 на юг к Марке 371»;

    - ТЗ № --. Сварной шов № 9 на участке «Марка 518А – Марка 511», (по результатам водолазного осмотра, изоляция сварного шва оказалась повреждена, по согласованию с ОГМ производился ремонт).


    1. Демонтаж поврежденной петролатумной ленты, нанесение системы подводной изоляции Sea Shield 2000 HD (3-х слойной: грунтовка-праймер S 105, петролатумная лента, защитный кожух с болтовым соединением),

    Рисунок № 3. на участки:

    - ТЗ № 20. Сварной шов № 4 на участке «Марка 367 - Марка 366»;

    - ТЗ № 18. Сварной шов № 11 на участке «Марка 367 - Марка 368»;

    - ТЗ № 19. Сварной шов № 12 на участке «Марка 367 - Марка 368».
    Итого: восстановлена изоляция на 7 (семи) сварных швах.

    Видеоинформация находится на Диске № 31.


    1. Нанесение системы подводной изоляции Sea Shield 2000 HD (3-х слойной: грунтовка-праймер S 105, петролатумная лента, защитный кожух)

    на сварные швы:

    - ТЗ №14. Сварной шов № 15 на участке «Марка 372 - Марка 373»;

    - ТЗ №15. Сварной шов № 17 на участке «Сварной шов № 14 при движении от Марки 372 на юг к Марке 371»;

    - ТЗ №17. Сварной шов № 26 на участке «Сварной шов № 14 при движении от Марки 372 на юг к Марке 371»;

    - ТЗ № 22. Сварной шов № 14 на участке «Марка 398 - Марка 399»;

    - ТЗ № 23. Сварной шов № 10 на участке «Марка 518А - Марка 511»;

    - ТЗ № --. Между сварными швами № 9 - № 10 - № 11 на участке «Марка 518А ÷ Марка 511» (по результатам водолазного осмотра, изоляция трубопровода оказалась повреждена, по согласованию с ОГМ производился ремонт). Отремонтировано ≈ 11 м трубопровода.

    Видеоинформация находится на Диске № 2.
    Всего в ходе проведения всех ремонтов, было установлено 18 защитных, пластиковых кожухов.


    Стр. 73 из 131


    В результате проведения работ было выявлено:


    1. Повреждений целостности тела трубы трубопровода не обнаружено, обследовано

    ≈ 45995 м.

    1. На 22 сварных швах обнаружены различные повреждения изоляции муфты «Canusa» - отслоение изоляции, задиры. Рисунок № 4.

    2. На 44 сварных швах обнаружено смещение на различную величину пластиковых кожухов, установленных на антикоррозионную систему защиты сварных швов «Sea Shield 2000 HD» нанесённой взамен поврежденных муфт «Canusa». Рисунок № 5.

    3. На 06 сварных швах обнаружено раскрытие пластиковых кожухов, установленных на антикоррозионную систему защиты сварных швов «Sea Shield 2000 HD» нанесённой взамен поврежденных муфт «Canusa».

    4. На 05 сварных швах полностью разрушена антикоррозионная система защиты «Sea Shield 2000 HD», установленная ранее взамен поврежденных муфт «Canusa».

    Замечания (п.п. 2÷5), вызваны внешними механическими воздействиями. Предположительно, по характеру следов и повреждений, придонными орудиями лова, а именно, бобинсами нижних подборов рыболовных тралов, траловыми досками, сетями.

    1. На 05 участках обнаружено повреждение изоляции трубопровода.

    2. На 01 сварном шве обнаружено полное отсутствие муфты «Canusa». Рисунок № 7.

    3. На 03 сварных швах обнаружены полностью отсутствующие антикоррозионные системы защиты «Sea Shield 2000 HD.

    4. На 24 анодах протекторной защиты выявлены различные замечания. Таблица № 1.

    5. На трубопроводе 77 участков, где расстояние между анодными браслетами не равно ≈ 145 метрам.

    6. На участках между марками 206-207А, 330-330А, в точках марка 196 и марка 201 имеются визуально видимые изгибы трубы. Так же на участках между марками 401-402, 401-400, имеются визуально видимые изгибы трубы.

    Итого 6 шт.

    1. В южной части трубопровода (от марки № 030 и далее к берегу) пригрузы установлены на трубе в хаотичном порядке. На некоторых пригрузах отсутствуют прокладочные рейки (футеровка) и крепёжные болты.

    2. В прибрежной мелководной зоне (участок «труба в трубе») выявлено два участка трубопровода не засыпанный бутовым камнем, песком длиной ≈ 26 и 29 м. Рисунок № 8,9,10.

    3. От Марки 343 до Марки 030 ≈ 13800 м трубопровод практически полностью замыт песком, за исключением небольших участков. Рисунок № 11.

    4. Длина нефтепровода определялась по пройденным участкам. В связи с наличием замытых участков конечная величина обследованного нефтепровода возможно отличается от проектного. Координаты трубопровода указаны в протоколах инспекции.


    Более подробная информация о замечаниях по трубопроводу изложена в журнале аномалий и протоколах инспекции. Часть III.


    1. Обследованные браслетные аноды нефтепровода, находятся в рабочем состоянии. У протектора Марка 240А одна половина возможно не активна. Геометрические размеры и защитный потенциал браслетных анодов на нефтепроводе указаны на Диск № 30.

    2. Данные по магнитным маркерам отображены в Таблице № 2.


    Стр. 74 из 131



    1. При обследовании устойчивости положения опоры (разгружающего понтона) подмыва и просадки грунта под опорой не обнаружено, фиксация нефтепровода к понтону осуществляется двумя металлическими хомутами, болтовые соединения крепёжных хомутов имеют сильный коррозионный износ. Рисунок № 35,36.

    Диск № 30.


    Примечания:
    Из-за объективных причин: увеличение объёмов работ по выявленным дефектам в процессе выполнения ТЗ, плохие погодные условия, не убрана сборная металлическая конструкция - п. ТЗ № 5,6,7,10,11,21 не выполнены.

    Инженер ПТР Олейник А.В.


    Стр. 75 из 131

    написать администратору сайта