ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА НА НЕФТЕПРОВОДЕ НКК ЧЕРЕЗ реку УФА-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА НА НЕФТЕПРОВОДЕ НКК ЧЕРЕЗ реку УФА-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа
1.6 Порядок выполнения работ при обследовании с применением ВИС

Работы по обследованию подводных переходов МН внутритрубными средствами технической диагностики обычно выпол-няются специализированными предприятиями и их подразделениями, оснащенными соответствующими техническими средствами [2]. Эти предприятия должны иметь лицензию Госгортехнадзора РФ (или региональных управлений ГГТН РФ) на проведение технического диагностирования трубопроводов неразрушающими методами контроля.
Выбор и порядок применения тех или иных внутритрубных средств технической диагностики (соответственно и методов неразрушающего контроля) должны определяться в каждом конкретном случае с учетом необходимости, технологичности применения средств технической диагностики, их разрешающей способности, выявляемости дефектов, производительности контроля.
При выполнении диагностических работ необходимо руководствоваться:
положением о проведении работ по диагностированию магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами;
технологией проведения работ по диагностированию дейст-вующих магистральных нефтепроводов внутритрубными инспек-ционными снарядами;
инструкциями по эксплуатации соответствующих технических средств.
Диагностика основной нитки ПП осуществляется при обсле-довании всей линейной части участка МН, в которую входит и подводный переход (если диаметры основной нитки ПП и самого трубопровода совпадают).
Основная (совместно с участком МН, в которую входит и основная нитка ПП) и резервная нитки ПП должны быть оборудованы камерами запуска и приема внутритрубных средств технической диагностики.
Камеры запуска и приема могут быть стационарными и пере-движными и обычно устанавливаются на трубопроводах при ширине реки в русловой части более 7-5 м и диаметре более 325 м. Обследуемый ПП должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих вовнутрь трубопровода узлов и деталей. При этом необходимо знать длину обследуемого участка ПП, внутренний диаметр и другую информацию, приводимую в опросном листе.
Существуют несколько этапов обследования ПП (основной нитки совместно с участком МН, резервной — отдельно) с помощью внутри-трубных средств технической диагностики.
1-й этап — очистка внутренней поверхности ПП от остатков электродов, окалины, посторонних предметов и парафино-смолистых веществ с помощью очистных устройств (скребков). Качество очистки должно соответствовать рекомендациям предприятий, которые проводят обследование внутритрубными средствами технической диагностики.
Для резервных ниток ПП, где очистка внутренней поверхности трубы производится крайне редко, рекомендуется метод прогрессивной очистки с использованием набора различных скребков. Прогрессивная очистка состоит из прогона (первоначально) скребка с мягкими манжетами из пенистого полиуретана (подушки) или мягких конусных манжет, затем следует серия прогонов в последовательности с прогрессивно возрастающей плотностью и (или) размеров манжет до тех пор, пока трубо» провод не будет очищен и не появится возможность использовать для очистки стандартный скребок. В некоторых случаях этот метод может оказаться единственным практическим средством.
Для ускорения очистки резервной нитки ПП от парафиновых отложений перед очисткой с помощью скребков можно использовать и методы химической обработки ПП, т. е. закачивать в ПП специальные растворители парафиновых отложений (диспергирующие парафин агенты). Количество растворителя должно быть примерно равно 10 % от объема очищаемого подводного перехода.
2-й этап — определение минимального проходного сечения трубы ПП на всем протяжении перехода (от камеры запуска до камеры приема).
Минимальное проходное сечение определяется путем пропуска специального снаряда-калибра (ОКП) с калибровочными дисками (изготовляются из мягкой стали или алюминия) на соответствующий диаметр ПП. Калибровочные диски монтируются впереди второй манжеты, если на снаряде две манжеты; впереди третьей, если на снаряде три; перед четвертой, если на снаряде четыре манжеты. Минимальный радиус кривизны, который может пройти снаряд с двумя манжетами и одним калибровочным диском, составляет трехкратный размер номинального размера трубы (ЗR). Снаряды с тремя или четырьмя манжетами проходят изгиб не менее пятикратного размера от номинального размера трубы (5R).
Пропуск снаряда-калибра позволяет получить первую инфор-мацию о трубопроводе, определить, нет ли в нем сужений и пре-пятствий и может ли по нему беспрепятственно пройти внутри-трубный прибор для выявления дефектов геометрии (профилемер).
При проведении этих двух этапов на запускаемые очистные устройства (ОУ) и снаряды-калибры необходимо монтировать специальные приборы — передатчики сигналов, предназначенные для определения местонахождения ОУ и снарядов в случае их застревания.
В зависимости от модификации передатчик монтируют непосредственно на снаряды (для трубопроводов диаметром 530 мм и более) или совмещают со снарядами в виде очистных калибров (для трубопроводов диаметром 159 — 426 мм) и запускают в трубопровод. Продвигаясь по трубопроводу вместе с потоком перекачиваемого продукта, передатчик излучает электромагнитные волны, улавливаемые с помощью приемной антенны, подключенной к при-емнику. Информация о времени прохождения снарядов сохраняется в памяти микропроцессорной системы и выводится при необходимости на жидкокристаллический индикатор.
При поиске застрявших снарядов включенный приемник с ан-тенной перемещают вдоль участка трубопровода, в котором пред-полагается их нахождение. При прохождении над застрявшими снарядами антенна улавливает излучение передатчика, о чем будут свидетельствовать звуковая и визуальная сигнализации. Для поиска снарядов в подводном переходе или морском трубопроводе пе-редатчик прибора оснащается ультразвуковым излучателем. Также необходимо, периодически опережая движение снарядов, сопро-вождать (контролировать) их от камеры запуска и до камеры приема во избежание их потери в трубопроводе.
3-й этап — получение информации о внутренней геометрии трубы ПП путем пропуска прибора для выявления дефектов геометрии (профилемера).
Возможность пропуска прибора для выявления дефектов гео-метрии оценивается исходя из реальной ситуации на данном ПП МН с учетом степени очистки, характера и размера деформаций калибровочных пластин снаряда-калибра.
4-й этап — диагностика состояния стенки трубы ПП путем пропуска дефектоскопов (ультразвукового или магнитного).
Качество данных, получаемых профилемером и дефектоскопом, зависит от чистоты внутренней поверхности трубопровода. Поэтому перед пропуском профилемера и особенно дефектоскопа должна производиться тщательная очистка стенки ПП от парафиносмолйстых отложений путем многократного пропуска стандартных и специальных очистных скребков. Для качественной очистки рекомендуется пропуск очистных поршней в следующей последовательности. Вначале —.двунаправленный очистной поршень. Вторым — двунаправленный очистной поршень, оборудованный щетками. Этот поршень очень эффективен, если требуется очистить твердые грязепарафиновые отложения со стенок ПП. Третьим — двунаправленный очистной поршень, оборудованный магнитами. Этот поршень притягивает к себе и удаляет из трубопровода все остатки электродов, окалины и другие металлические частицы. Работы по очистке ПП владелец трубопровода может выполнить самостоятельно до начала работ по обследованию.
При проведении обследования владелец ПП обеспечивает пере-качку продукта через обследуемый переход с требуемым режимом с целью получения достоверных диагностических данных.
Обследование резервной нитки ПП (при необходимости и основной нитки с проведением специальных подготовительных работ) только отечественными внутритрубными техническими средствами предусматривает 7 основных технологических этапа.
1-й этап — очистка внутренней поверхности ПП от посторонних предметов и парафиносмолистых веществ с помощью очистных устройств;
2-й этап — определение минимального проходного сечения трубы ПП на всем протяжении перехода (от камеры запуска до камеры приема) путем пропуска снаряда-калибра с калибровочными дисками на соответствующий диаметр ПП;
3-й этап — получение информации о внутренней геометрии трубы на всем протяжении обследуемого ПП путем пропуска прибора для выявления дефектов геометрии (профилемера).
Возможность пропуска прибора для выявления дефектов гео-метрии оценивается исходя из реальной ситуации на данном пере-ходе с учетом степени очистки и характера деформаций пластин снаряда-калибра. Заказчик устраняет выявленные дефекты геометрии на ПП.
Дальнейшее обследование стенки трубы ПП предусматривает использование приборов, применяемых при обследовании нефтяных и газовых скважин на каротажном кабеле;
4-й этап — протягивание геофизического каротажного кабеля от камеры запуска до камеры приема с помощью специального раз-делителя;
5-й этап — определение фактического высотного и планового положения ПП с помощью инклинометра ИМММ73-120/60У;
6-й этап — определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы ПП и усредненной толщины стенки ПП с помощью скважин-ного прибора ЦМ8-12 (уу-дефектоскопа);
7-й этап — определение общего коррозионного состояния, раз-меров и геометрической формы труб ПП с помощью геофизического прибора САТ-4.
Описанная выше технология обследования ПП разработана впервые в России Центром диагностики трубопроводных систем УГНТУ совместно с научно-производственной фирмой (НПФ) «Геофизика».

1.6.1 Внутритрубные инспекционные снаряды

Очистной скребок СКР 1 предназначен для очистки внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов (рисунок 1.3).
Рабочая среда для скребков – нефть, нефтепродукты, вода.
Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа.


Профилемеры «Калипер» предназначены для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности обследования нефтепровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами (рисунок 1.4).
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
- геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;
- возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.



Дефектоскопический снаряд «Ультраскан WM» (рисунок 1.5) предназначен для определения дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально установленными ультразвуковыми датчиками. Наличие и расположение дефекта в стенке трубы определяется по времени прихода ультразвуковых сигналов, отраженных от внутренней и наружной поверхности или неоднородности внутри стенки трубы, позволяя тем самым определять кроме наружных и внутренних потерь металла, различного рода несплошности в металле трубы, какие как расслоения, шлаковые и иные включения.




Снаряды можно эксплуатировать в воде, нефти. В газожидкостных смесях и газе снаряд работает в жидкостной пробке.
Снаряды обеспечивают обнаружение внутренней и внешней коррозии, эрозии, царапин, надрезов (вызывающих потерю металла), расслоений, газовых пор, шлаковых включений.
Сбор информации о параметрах дефектов осуществляется путем измерения времени прихода отраженных от внутренней и внешней стенок трубы сигналов ультразвуковых датчиков. Диаметр пятна излучения датчиков на внутренней поверхности трубы – 8 мм. Перекрытие поверхности трубы осуществляется: по периметру – смыкающимися пятнами ультразвукового излучения диаметром 8 мм, вдоль оси – каждые 3,3 мм.
Дефектоскоп «Ультраскан WM» снабжен системой измерения пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируемой микропроцессорной системой управления (мастер-системой).

Дефектоскопический снаряд «Ультраскан CD» относится к снарядам-дефектоскопам четвёртого уровня (рисунок 1.6). Снаряд обеспечивает обнаружение и измерение следующих дефектов:
- трещиноподобные дефекты в сварных швах (сварочные трещины, непровары корня шва подрезы, несплавления и т.п.);
- усталостные трещины, развивающиеся из дефектов сварных швов и дефектов основного металла стенки трубы;
- стресс-коррозионное растрескивание.
Применяемая в этих снарядах технология использует ультразвуковые поперечные волны, которые образуются в стенке трубы при наклонном прохождении ультразвуковых импульсов, передаваемых через жидкую среду. Для подачи и приёма ультразвука используется один и тот же преобразователь (так называемая технология эхо-пульса). Угол падения устанавливается таким образом, чтобы в стенке трубы можно было создать угол распространения сигнала примерно на 45°. Применение поперечных волн с углом распространения 45° сделало возможным с высокой чувствительностью обнаруживать радиально расположенные трещины с выходом на поверхность по обеим сторонам трубы, так как ультразвуковой импульс получает сильное угловое отражение на краю трещины (так называемое угловое отражение). Применение этой технологии позволяет с высокой чувствительностью обнаруживать выходящие на поверхность трещины. Трещина на внешней стенке вызывает отражение на половине расстояния проскока импульса, в то время как внутренняя трещина дает хорошее отражение сигнала на расстоянии полного поскока импульса. Исходя из разницы во времени прохождения импульсом поверхности стенки и поверхности трещины. Можно различать внутренние и внешние трещины.
Отражение импульса от поверхности трещины зависит, в основном, от частоты ультразвука, а также от размеров ультразвукового датчика. Кроме того. На величину амплитуды отраженного сигнала оказывают влияние глубина трещины, её угловая ориентация в радиальном направлении, а также морфология трещины, зависящая от её происхождения. Тем не менее, используя всю информацию, предоставляемую снарядом Ультраскан CD можно получить достаточно хорошую оценку глубины трещины.
Носитель датчиков устроен таким образом, что половина датчиков имеет наклон по часовой стрелке, а половина – против часовой стрелки, причём расстояние по окружности между осями соседних датчиков составляет примерно половину диаметра датчика. Такая конструкция обеспечивает избыточную регистрацию трещиноподобных дефектов (неоднородности сварных швов. Шероховатости поверхности и т.д.). алгоритм первичной обработки данных. Получаемых от датчиков, построен таким образом, что записывается информация, которая регистрируется не менее чем двумя датчиками одного или противоположных направлений.
Каждый полоз носителя датчиков имеет два датчика, направленных перпендикулярно к поверхности стенки трубы. Они обеспечивают непрерывное измерение реальной толщины стенки и помогают определить положение выявленного дефекта относительно ближайшего поперечного сварного шва.




При проведении обследования подводного перехода НКК через р.Уфа основной нитки дефектоскопическими снарядами были выявлены дефекты ДПР в количестве 17 штук (таблица 1.6). При обследовании резервной нитки подводного перехода было обнаружено 93 ДПР.

Таблица 1.6

1.7 Обработка результатов полевых изысканий при проведении периодических обследований

Работы при частичном периодическом обследовании:
- сбор и анализ имеющихся материалов исследований гидрологического режима реки прошлых лет;
- составление плана с нанесенными трассой МН, промерными точками, береговой линией, указанием начала пикетажа, исходных реперов;
- составление профиля перехода магистрального нефтепровода и нанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагностикой;
- разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;
- составление отчета по обследованию.
Работы при полном периодическом обследовании:
- сбор и анализ имеющихся материалов исследований режима реки прошлых лет;
- составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой, нанесение на план береговой съемки, оговоренной ТЗ, нанесение пикета «0»;
- составление профиля перехода магистрального нефтепровода, нанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагностикой;
- составление технического отчета о гидрометеорологических исследованиях;
- составление чертежа-плана направлений и скоростей течений в пределах участка ППМН (эпюры поверхностных, средних и донных скоростей);
- составление чертежей - распределение скоростей потока в поперечных сечениях русла по створам измеренных расходов;
- составление чертежа - продольный профиль дна русла по тальвегу в пределах русловой съемки;
- расчет и построение гидравлической кривой Q=f(H);
- лабораторные работы - определение гранулометрического состава проб донных отложений, сокращенный химический анализ воды, определение количества взвешенных наносов;
- расчет взаимодействия потока и донных отложений, характеристика дна в районе производства обследования;
- определение типа руслового процесса, его тенденции и интенсивности;
- разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;
- анализ данных внутритрубной диагностики в соответствии с «Методикой определения гарантийного срока эксплуатации подводных переходов нефтепроводов»;
- расчет гарантийного срока эксплуатации подводного перехода;
- составление технического отчета.

Практика эксплуатации подводных переходов магистральных трубопроводов показала, что для предотвращения серьезных ава¬рий и своевременного проведения планово-предупредительного ремонта необходимо периодическое обследование технического состояния подводного перехода.
Контроль за техническим состоянием (мониторинг) подводного перехода НКК через р.Уфа осуществляется специальными целевы¬ми проверками, обследованиями и измерениями с применением средств технической диагностики (СТД) в период эксплуатации и ремонта, а также после нормативного срока эксплуатации ПП (подводного перехода).
Специальные целевые проверки ПП должны осуществляться путем наружного обследования (обхода, облета, водолазного и приборного), а также с применением внутритрубных средств технической диагностики.
Наружное обследование подводного перехода осуществляет подразделение ОАО «Уралсибенефтепровод» СУПЛАВ (специализированное управление по предупреждению и ликвидаии аварий), в задачи которого входит полное обследование, наблюдение за техническим состоянием (мониторинг), составление паспортов и отчетов по обследованию подводного перехода.
Контролируемыми параметрами при наружном обследовании подводных переходов являются:
герметичность и целостность ПП;
давление в межтрубном пространстве при прокладке ПП мето¬дом «труба в трубе»;
фактическое плановое и высотное положения ПП;
состояние изоляционного покрытия и работоспособность стан¬ций катодной защиты нефтепровода;
состояние тела трубы ПП (коррозионные повреждения, трещи¬ны, расслоения, царапины и др.);
плановые береговые и глубинные деформации реки в районе ПП;
состояние сооружений защиты берегов от размыва и волновых воздействий;
сохранность опорной плановой и высотной топографической основы, наличие и состояние знаков закрепления промерных створов;
изменение гидравлики потока и руслового процесса по сравне-нию с периодом первоначальных изысканий;
состояние информационных знаков;
состояние пригрузов трубопровода ПП.
Использование различных методов неразрушающего контро¬ля, мониторинга и средств технической диагностики на подводном переходе НКК через р.Уфа — один из эф¬фективных и перспективных путей повышения надежности подводного перехода МН (магистрального нефтепровода). Широкое внедрение диагностики и мониторинга способствует раннему обнаружению дефектов, своевременному их устранению, сокращению тру¬довых затрат и времени, необходимых для выполнения ремонт¬ных работ.
В разделе КИП и автоматики рассматривается система непрерывного контроля герметичности нефтепровода на подводном переходе НКК через р.Уфа.
В разделе экологичности и безопасности рассмотрены вопросы экологии и безопасности при проведении обследования (мониторинга) подводного перехода.
В экономическом разделе рассмотрены экономические затраты (сметная стоимость) на сооружение и диагностику подводного перехода НКК через р.Уфа методом наклонно-направленного бурения.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Техническая характеристика ППМН

Подводный переход магистрального нефтепровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев (основная и резервная нитки) через р.Уфа расположен на 64,3км судового хода от устья реки согласно лоцманской карте р.Уфа, выпуск 1965 года.
В административном отношении участок перехода расположен на землях Иглинского района РБ и Орджоникидзевского района г.Уфы.
Подводный переход нефтепровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев (основная и резервная нитки) построен по проекту института «Гипротрубопровод» и « Гипроречтранс» траншейным методом и введен в эксплуатацию в 1976 г. Основная нитка диаметром 1200мм, резервная - 1000мм. Длина переходов: основная нитка – 6480м; резервная нитка – 6510м.
Капитальный ремонт подводного перехода с заменой трубы не производился. В 2000г были выполнены работы по укреплению левого берега и устранению оголения резервной нитки ППМН. После устранения оголения в 2000-2001гг. выполнено полное обследование.
Вначале 2002 года на подводном переходе была произведена внутритрубная инспекция с применением внутритрубных инспекционных снарядов.
С 4 по 10 июня 2002г. было выполнено обследование перехода СУПЛАВ участком ПТР (подводно-технических работ).
При этом выполнены следующие виды работ:
осмотр береговых участков с целью определения:
размывов берега, развития оврага, развития оползней;
состояния пунктов планово – высотной топографической основы;
состояния берегоукрепления;


Рисунок 1.1 – Технологическая схема подводного перехода НКК через р.Уфа
наличие провалов и пучения грунта;
наличие кустарника и растительности по оси нефтепровода;
состояния информационных знаков;
состояние береговых защитных сооружений и амбаров для аварийной локализации и сбора нефти;
топографическая съемка;
определение положения нефтепровода по высоте с привязкой к пикетажу;
определение положения нефтепровода в плане;
гидрографическая съемка;
отдельные промеры глубин с их координированием;
гидрологические работы:
рекогносцировочные наблюдения;
организация водомерного поста;
определение расходов, наивысших уровней, скоростей и направлений потока;
определение плановых и высотных деформаций русла;
отбор донных и береговых проб грунта;
водолазные работы для определения:
протяженности оголенных участков;
величины провиса нефтепровода;
состояния изоляции;
состояния берегоукрепления.
Обследование выполнено согласно утвержденного план – графика обследования ППМН ОАО «Уралсибнефтепровод» на 2002г и технических заданий ОЭН ОАО «Уралсибнефтепровод»; поручения АК «Транснефть»; «Регламента технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды» и РД 39-30-1060-84.
При обследовании ППМН использовано следующее оборудование и инструменты:
водолазный катер РВМ –376;
катер «Амур – 2»;
автобус Урал 4320;
теодолит 3Т5КП;
нивелир Н3КП;
трубокабелеискатель «Терекс – 110»;
подводный трассоискатель ТПМ;
гидрометрическая вертушка ГР – 21М;
вентилируемое 3-х болтовое водолазное снаряжение;
эхолот «Кристалл – 40ВМ».
Все приборы прошли поверку в центре стандартизации, метрологии и сертификации РБ. Данный переход имеет все необходимое технологическое оборудование для нормальной его эксплуатации.
Владелец перехода Черкасское НУ, ЛПДС «Нурлино».
1.2 Основные положения мониторинга

Под мониторингом технического состояния подводных переходов, согласно техническому заданию ОАО «АК «Транснефть» [1], понимается анализ результатов внутритрубных инспекций ППМН, планово-высотного положения трубопровода и русловых процессов в зоне ППМН на соответствие технического состояния ППМН требованиям НТД. Оценка степени соответствия технического состояния ППМН требованиям НТД выражается в виде назначения расчетных сроков гарантийной эксплуатации.
К основным положениям анализа результатов внутритрубных инспекций относятся:
наличие в русловой и пойменной части перехода отремонтированных и неотремонтированных дефектов ПОР (анализ проводится по результатам внутритрубной инспекции с учетом мер принятых для устранения дефектов);
соответствие методов ремонта отремонтированных дефектов ПОР требованиям РД 153-39.4-067.00 «Методика ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов»;
обоснованность исключения неотремонтированных дефектов из группы ПОР по результатам сопоставления данных ДДК с данными ОАО «ЦТД «Диаскан», в соответствии с требованиями «Регламента взаимоотношений ОАО «АК «Транснефть», ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан»;
анализ распределения плотности коррозионных дефектов «потеря металла»;
анализ статической прочности участков нефтепровода с дефектами «потеря металла» с учетом прогноза увеличения глубины дефектов;
расчет допускаемого давления на ППМН по дефекту «потеря металла» с учетом прогноза увеличения глубины дефекта.
К основным положениям анализа планово-высотного положения и русловых процессов относятся:
анализ полноты и достаточности топографических и гидрологических материалов для их оценки в соответствии с требованиями РД 39-30-1060-84, ВСН 163-83 и «Регламента технической эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов»;
анализ существующего положения трубопровода в русле реки по топографическим и гидрологическим материалам;
анализ тенденций и прогноза развития руслового процесса в районе перехода.
Результатом анализа внутритрубных инспекций, планово-высотного положения и русловых процессов является заключение о техническом состоянии ППМН и сроке его дальнейшей эксплуатации.