Виды технической диагностики, применяемые на технологических и вспомогательных трубопроводах

На надземных трубопроводах применяются следующие виды технической диагностики:

акустико-эмиссионный контроль всех технологических трубопроводов и вспомогательных трубопроводов откачки утечек;

ВИК основного металла трубопроводов;

ВИК сварных швов трубопроводов в объеме 100 %;

ультразвуковой контроль кольцевых сварных швов в объеме 100 %;

ультразвуковая толщинометрия стенки трубопроводов;

капиллярный контроль;

магнитопорошковый контроль;

измерения планово-высотного положения трубопровода и его конструктивных элементов.

магнитометрический контроль (ММП);

вибродиагностический контроль (ВД).

На подземных трубопроводах применяются следующие виды технической диагностики:

электрометрическая диагностика (электрометрия) всех технологических и вспомогательных трубопроводов с целью оценки состояния изоляционного покрытия, наличия коррозионных дефектов стенки трубы и определения скорости коррозии, оценки состояния средств ЭХЗ, наличия контакта с защитными кожухами;

акустико-эмиссионный контроль всех технологических трубопроводов и вспомогательных трубопроводов откачки утечек с целью выявления развивающихся трещиноподобных дефектов в теле трубы и сварных швах;

измерения планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов, проводимые с целью выявления отклонения глубины залегания трубопровода от проектных значений, измерение горизонтальных смещений трубопровода в процессе эксплуатации;

наружная диагностика методами неразрушающего контроля соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций.

Сроки проведения первичной и периодической технической диагностики технологических и вспомогательных трубопроводов

Сроки проведения первичной технической диагностики для вновь построенных технологических и вспомогательных трубопроводов – не позднее двух лет от даты ввода в эксплуатацию.

На вновь построенных или реконструированных трубопроводах первичная электрометрия проводится в срок не более трёх лет после завершения строительства или реконструкции трубопровода, в дальнейшем проводится периодическая электрометрия. Периодическая электрометрическая диагностика проводится:

на участках трубопроводов высокой коррозионной опасности – один раз в 5 лет;

на остальных участках трубопроводов – один раз в 10 лет.

Периодичность измерения планового положения и глубины залегания трубопровода устанавливается 1 раз в 16 лет.

Определение прогнозируемого срока безопасной эксплуатации технологических и вспомогательных трубопроводов проводится на основе анализа данных по нагруженности внутренним давлением и расчета цикличности по критерию роста трещин в условиях прогнозируемой цикличности нагружения.

Диагностика надземных технологических и вспомогательных трубопроводов предусматривает необходимые работы в следующем объеме:

визуальный и измерительный контроль (ВИК);

проведение ДДК, выявленных ВИК;

магнитометрический контроль (текущий и определенный предыдущей диагностикой) трубопроводов в зонах сварки с патрубками оборудования и арматуры, а также контакта с фундаментами и опорами;

проведение ДДК в местах недопустимых аномалий магнитного поля, определенных предыдущей диагностикой;

ультразвуковой контроль кольцевых (монтажных) сварных швов, швов лепестковых переходов и сегментных отводов и тройников не заводского изготовления; акустико-эмиссионный контроль;

проведение ДДК дефектов, выявленных акустико-эмиссионным контролем; виброобследование трубопроводов, соединенных с патрубками насосов.

Диагностика подземных технологических трубопроводов предусматривает необходимые работы в следующем объеме:

определение мест полной шурфовки;

определение мест неполной шурфовки для установки ПАЭ;

уточнение расположения и глубины залегания трубопроводов.

Полная шурфовка – шурфовка на глубину, позволяющую проводить визуально-измерительный контроль (измерение толщины стенки трубопровода) по нижней образующей трубопровода, при этом длина участка трубопровода, очищенного по окружности от грунта и изоляции, должна быть не менее 1 м.

Неполная шурфовка – шурфовка для установки ПАЭ, которая выполняется до верхней образующей трубопровода с очисткой от грунта и изоляции площадки размером 150x150 мм.

По результатам работ выпускается специальный технический отчет по диагностике технологических и вспомогательных трубопроводов.

Результаты всех измерений и обследований, выполняемых на технологических и вспомогательных трубопроводах НПС, оформляются актами и заносятся в протоколы. Акты и протоколы с результатами измерений и обследований хранятся совместно с паспортом на технологические и вспомогательные трубопроводы в течение всего времени эксплуатации объектов.

Техническая диагностика нефтепроводов, находящихся в режиме консервации, включает в себя:

измерение глубины залегания нефтепровода;

измерение отклонений осей КПП СОД от проектных значений;

измерение планового положения и просадки емкостей сбора нефти с КПП СОД;

обследование переходов МТ через водные преграды, находящихся в режиме консервации.

При планировании и выполнении диагностического обследования участка МТ последовательно несколькими типами ВИП должна быть обеспечена следующая последовательность пропуска ВИП:

профилемер;

магнитный дефектоскоп MFL;

ультразвуковой дефектоскоп CD;

ультразвуковой дефектоскоп WM.

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 нефтепроводов на время пропуска скребков и прибора и скорости его движения.

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

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

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

Типы используемых ВИП и скорости их движения при проведении диагностики представлены в таблице 11

Таблица 11 – Допустимые значения скоростей для различных типов ВИП

№ п/п	Тип ВИП	Диаметр	Скорость ВИП, м/с
			миним.	макс.
1	2	3	4	5
1	ДКК	20"-48" (530-1220 мм)	0,2	2
2	ДКУ	20"-48" (530-1220 мм)	0,2	2
3	ДМК	20"-48" (530-1220 мм)	0,2	4
4	WM (тип УСК-03)	6"-8" (159-219 мм)	0,3	2
		10"-48" (273-1220 мм)	0,2	3,2
5	CD (CDL)	6"-8" (159-219 мм)	0,3	2
		10"-20" (273-530 мм)	0,2	2
6	МДСкан	6" (159 мм)	0,3	4
		8"- 48" (219-1220 мм)	0,2	4
7	ОПТ	28" - 48" (720-1220 мм)	0,2	6
8	PRF	6"-48" (159-1220 мм)	0,2	3
9	PRN	6"-8" (159-219 мм)	0,2	3
		10"-12" (273-325 мм)	0,2	4
		14"-48" (377-1220 мм)	0,2	6

Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП), дефектоскоп – устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах стенки трубопровода и сварных швов.