Внутритрубная диагностика МТ

До недавнего времени главным методом контроля, оценки состояния трубопровода были предпусковые гидравлические испытания повышенным давлением. Однако такие испытания были не в состоянии выявить все дефекты трубопровода, возникшие при его строительстве. Параметры отдельных дефектов оказывались не столь значительными, чтобы явиться причиной разрушений в процессе гидроиспытаний, но достаточными для того, чтобы эти дефекты развивались под действием эксплуатационных факторов и служили причиной аварийных ситуаций в пределах нормативного срока службы трубопровода.

Эксплуатационные факторы, главными из которых являются:

- циклический характер нагружения, вызванный периодичностью процесса перекачки;

- коррозионные воздействия со стороны перекачиваемого продукта и внешней среды приводят к развитию дефектов, допущенных при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ.

Происходит дальнейший рост трещин, возникших при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ, развитие и рост трещин от острых (трещиноподобных) дефектов типа непроваров, несплавлений и т.п. вплоть до достижения ими критических размеров; образование, углубление коррозионных каверн в местах нарушения изоляционного покрытия вплоть до образования сквозных повреждений.

Принятие обоснованных решений по назначению безопасных режимов эксплуатации, по объему, стоимости и срокам проведения ремонтных работ возможно только при наличии достоверной информации о состоянии трубопровода.

Ключевая роль в определении технического состояния магистральных трубопроводов отведена внутритрубной диагностике, которая позволяет вести сплошное обследование трубопровода и выявлять дефекты, являющиеся причинами аварий и отказов.

 

Под внутритрубным диагностированием понимается вид технического диагностирования, состоящий из комплекса работ, обеспечивающих получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы соответствующие методы неразрушающего контроля.

Применяются следующие виды технической диагностики трубопроводов:

а) на магистральных трубопроводах, законченных строительством:

а) внутритрубная диагностика (профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

б) на магистральных трубопроводах, находящихся в эксплуатации:

б) внутритрубная диагностика (профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

в) наружная диагностика методами неразрушающего контроля камер пуска и приема средств очистки и диагностики, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти с КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла КПП СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой переходов МН через водные преграды;

г) измерение глубины залегания трубопровода и определение планового положения его конструктивных элементов;

в) наружная диагностика методами неразрушающего контроля переходов магистральных трубопроводов через водные преграды;

г) на технологических и вспомогательных трубопроводах НПС (ЛПДС):

д) измерение планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов;

е) наружная диагностика методами неразрушающего контроля трубопроводов, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора утечек и дренажа от систем сглаживания волн давления».

Внутритрубное диагностирование проводится в соответствии с программой ВТД.

Устанавливают следующие виды ВТД:

- первичное;

- периодическое;

- внеочередное.

Первичное ВТД ВИП ДКК, ВИП ДМК, ВИП УСК.03, ВИП ДКП проводят в срок не более 3 лет со дня ввода участка трубопровода в эксплуатацию. Далее периодичность ВТД должна соответствовать периодичности ВТД в срок до 6 лет.

При первичном ВТД в обязательном порядке выполняют диагностирование участка трубопровода профилемером для измерения радиусов изгиба трубопровода.

Если после завершения СМР до ввода участка трубопровода в эксплуатацию в соответствии с требованиями проектной документации или по специальным программам проведено ВТД ВИП ДКК (WM, CD, MFL), то следующее ВТД проводят через 6 лет со дня ввода участка трубопровода в эксплуатацию.

Перед гидроиспытанием контроль качества СМР переходов МТ через водные преграды (русловая/пойменная часть) до укладки трубопровода методом «сухой протяжки» ВИП с магнитной системой.

Периодическое ВТД ВИП ДКК проводят в сроки, указанные в техническом отчете по оценке технического состояния объектов участка трубопровод. Если интервалы времени между сроками проведения очередного ВТД, указанными в техническом отчете, составляют менее 2 лет, проводят ВТД участка в ближайший из сроков, указанных в техническом отчете.

Периодическое ВТД ВИП ДКК проводят в срок 6 лет и ВИП ДМК в срок
3 года от даты предыдущего ВТД.

ВТД ВИП ДКК проводят при выполнении работ по оценке технического состояния участка трубопровода.

Периодическое ВТД ВИП ДКК (ВИП ДМК, ВИП ДКУ, ВИП ДКМ, ВИП УСК.03, ВИП МДСкан), ОПТ отдельных участков трубопровода проводят по специальным программам, согласованным или утвержденным ПАО «Транснефть».

ВТД профилемерами для контроля геометрических параметров трубопроводов после завершения СМР до ввода в эксплуатацию проводят:

- для переходов через водные преграды;

- для участков трубопроводов протяженностью 1 км и более.

ВТД профилемерами, ВИП ОПТ выполняют при проведении первичного и периодического ВТД ВИП УСК.03, ВИП ДКУ, ВИП ДКК, ВИП ДКП, ВИП ДМК, ВИП МДСкан.

Внеочередное ВТД всеми типами ВИП (ВИП ДМК, ВИП ДКУ, ВИП ДКМ, ВИП УСК.03, ВИП МДСкан или ВИП ДКК) должно быть проведено на участках трубопроводов, подвергшихся сейсмическим воздействиям интенсивностью 6 баллов и выше по шкале MSK-64 [3], при изменении проектных отметок трубопроводов вследствие обвалов, оползней, подвижек грунтов согласно разработанной программе в течение 60 календарных дней с момента выявления воздействия.

 

Для разных типов внутритрубных инспекционных снарядов (ВИП) рассчитывается режим работы МТ. При формировании «Плана подготовки и диагностического обследования МН» и «Плана остановок и работы МН со снижением режимов» на квартал ОСТ производит расчет пропускной способности трубопроводов на время пропуска скребков и прибора и скорости его движения.

Во время пропуска ВИП по трубопроводу организации системы ПАО «Транснефть» запрещается изменять режим работы МТ за исключением случаев:

- форс-мажорных обстоятельств, отказа или аварии технологического оборудования НПС и на линейной части трубопровода;

- получения распоряжения центрального диспетчерского управления ПАО «Транснефть», согласованного с первым вице-президентом ПАО «Транснефть».

 

Для контроля индикации в СДКУ и недопущения срабатывания защит централизованной системы противоаварийной автоматизации, при выполнении закрытия задвижек на линейной части МТ производят остановку задвижки в промежуточном положении от 10 до 20 с после подачи команды на закрытие. Дальнейшее закрытие производить по согласованию с диспетчером ТТО.

Порядок запуска и приема СОД

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС изображена на рисунке ниже.

Dy	- условный диаметр магистрального нефтепровода, мм
D1	- условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм
D2	- условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм
D3	- условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм
D4	- условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм
	- датчик давления - направление потока нефти

Рисунок 82 – Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

- перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

- перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

- заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов. При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

- запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

- запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

- прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

- прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

- дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

- откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

Порядок пропуска СОД при отключении и без отключения промежуточных НПС