ка-калібру і снаряда-профілемера. Проведення діагностичних робіт починається з пропуску скребка-калібру, забезпеченого калібрувальними дисками, укомплектованими тонкими мірними пластинами. Діаметр калібрувальних дисків повинен становити 70% і 85% зовнішнього діаметру трубопроводу. Станом пластин після прогону (наявності або відсутності їх вигину) проводиться попереднє визначення мінімального прохідного перерізу ділянки нафтопроводу. Мінімальна прохідний перетин лінійної частини нафтопроводу, безпечне для пропуску стандартного профілемера, становить 70% зовнішнього діаметру трубопроводу. Для отримання повної інформації про внутрішній геометрії трубопроводу на всьому протязі, після успішного пропуску скребка-калібру (тобто підтвердження необхідного для безпечного пропуску профілемера прохідного перерізу трубопроводу) здійснюється дворазовий пропуск снаряда-профілемера, визначального дефекти геометрії: вм'ятини, гофри, а також наявність особливостей: зварних швів, підкладних кілець і інших виступаючих всередину елементів арматури трубопроводу. При першому пропуску профілемера маркерні передавачі встановлюємо з інтервалом 5 - 7 км. При другому і подальших пропусках профілемера установка маркерів проводиться тільки в тих точках, де за результатами першого пропуску виявлені звуження, що зменшують прохідний перетин трубопроводу від узгодженого максимального рівня зовнішнього діаметра, акредитуючої в таблицях технічного звіту за результатами прогону профілемера. За результатами профілеметріі підприємство, що експлуатує ділянки нафтопроводу, усуває звуження, що зменшують прохідний перетин на величину менше 85% від зовнішнього діаметра трубопроводу.
На другому рівні діагностування виробляється виявлення дефектів типу втрат металу, що викликають зменшення товщини стінки трубопроводу, а також розшарувань і включень в стінці труби з використанням комплексу технічних засобів, до складу якого входять: ультразвуковий снаряд-дефектоскоп з радіально встановленими ультразвуковими датчиками; снаряд-профілемер; скребок-калібр; стандартні та спеціальні (щіткові) очисні скребки.
На третьому рівні діагностування проводиться виявлення поперечних тріщин і тріщиноподібних дефектів в кільцевих зварних швах з використанням комплексу технічних засобів у складі магнітного снаряда-дефектоскопа, магнітного скребка, снаряда-шаблону, стандартних та спеціальних (щіткових і магнітних) очисних скребків.
На четвертому рівні діагностування проводиться виявлення поздовжніх тріщин в стінці труби, тріщин і тріщиноподібних дефектів в поздовжніх зварних швах із застосуванням комплексу технічних засобів у складі ультразвукового снаряда-дефектоскопа з похило розташованими ультразвуковими датчиками, снаряда-профілемера, скребка-калібра, стандартних та спеціальних (щіткових) очисних скребків.
Встановлення маркерів при першому пропуску снарядів-дефектоскопів здійснюється з інтервалом 1,5 - 2 км. При другому пропуску снарядів-дефектоскопів установка маркерів проводиться в тих точках, де були пропущені маркерні пункти при першому пропуску і де за даними першого пропука снаряда-дефектоскопа мають місце втрати інформації.
. 1 Організація пропуску внутрішньотрубних снарядів
Проведення конкретних робіт щодо діагностичного обстеження нафтопроводу проводиться в наступному порядку.
Не менш ніж за 3 дні до початку транспортування діагностичного обладнання для виконання робіт за договором (термін початку робіт попередньо узгоджується з підприємством, що виконує діагностичні роботи) регіональна керуюча організація системи магістральних нафтопроводів повинна письмово підтвердити готовність ділянок до проведення діагностичних робіт і готовність прийняти обладнання та персонал підприємства, що виконує діагностичні роботи, для проведення робіт. Всі ділянки магістрального нафтопроводу, включені в договір на проведення діагностичних робіт, повинні бути підготовлені до діагностування.
Обстеження ділянок магістрального нафтопроводу проводиться послідовно, відповідно до затвердженого Технологічним планом-графіком, без перерв у роботі.
У разі обслуговування диагностируемого ділянки нафтопроводу двома експлуатуючими підприємствами, ініціатором узгодження пропуску є підприємство, на чиїй території знаходиться камера пуску внутрішньотрубних інспекційних снарядів і очисних пристроїв. Підприємство, на чиїй території знаходиться камера прийому, підтверджує готовність до прийняття інспекційного снаряда та організації його супроводу по своїй території. Координує це узгодження диспетчерський відділ центральної керуючої організації системи магістральних нафтопроводів.
Персонал підприємства, що виконує діагностичні роботи на трасі нафтопроводу, після прибуття на місце проведення робіт повинен спіл...
