14.2.1.Б. Диагностика мн и технологических нефтепроводов
Работы по внутритрубной диагностике МН проводятся в соответствии с специальным технологическим регламентом [23-24] в котором определен порядок работ, порядок взаимодействия ОАО МН со специализированным предприятием ОАО ЦТД "Диаскан".
1. Диагностика проводится в соответствии с годовыми и поквартальными планами, которые составляет каждое ОАО МН по согласованию с ОАО ЦТД "Диаскан"
2. Внутритрубная диагностика МН (ВТД) – это комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.
3. Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП), дефектоскоп - устройство, перемещаемое внутри нефтепровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах стенки нефтепровода и сварных швов.
4. В настоящее время используется несколько типов дефектоскопов и профилемеров.
Многоканальные профилемеры с навигационной системой типа ПРН.
5. Шаблон профилемера (ШП, калибратор, калибровочное устройство) - устройство, перемещаемое внутри нефтепровода потоком перекачиваемого продукта, являющееся габаритно-весовым аналогом профилемера и оснащённое механическим измерительным блоком. Калибратор (калибровочное устройство), предназначен для измерения минимального проходного сечения трубопровода.
6. Многоканальные профилемеры с навигационной системой предназначены для обследования трубопроводов с целью сбора информации о поперечном сечении трубопроводов, дефектах геометрии его стенок и их координатах, а также о вертикальном и горизонтальном профиле залегания трубопроводов. Используются профилемеры от 10-ПРН до 40-ПРН для нефтепроводов диаметром от 273 до 1220 мм.
ДЕФЕКТОСКОПЫ.
1. На нефтепроводах используются дефектоскопы: ультразвуковые, магнитные и совмещенные.
2. «Ультраскан WM»- ультразвуковой дефектоскоп WM, MFL - магнитный дефектоскоп MFL.
3. «Ультраскан CD» - ультразвуковой дефектоскоп в нескольких исполнениях:
1) CDL - ультразвуковой дефектоскоп "Ультраскан СD" с носителем датчиков для выявления дефектов с продольной ориентацией,
2) CDС - ультразвуковой дефектоскоп "Ультраскан СD" с носителем датчиков для выявления дефектов с поперечной ориентацией,
3) CDS - ультразвуковой дефектоскоп "Ультраскан СD" с носителем датчиков для выявления дефектов в спиральных сварных швах.
В настоящее время выпускаются следующие дефектоскопы.
4. Дефектоскопы внутритрубные ультразвуковые типа уск-02. 19.02.11
Дефектоскопы внутритрубные ультразвуковые УСК-02 предназначены для диагностирования магистральных нефте- и продуктопроводов с использованием ультразвуковой толщинометрии (WM).
Дефектоскоп обнаруживает дефекты на внутренней и наружной поверхностях трубопровода и дефекты, связанные с вмятинами с возможностью определения положения дефектов. Точность определения местоположения дефектов и особенностей трубопровода по дистанции относительно ближайшего кольцевого шва - ± 0,2 м, в окружном направлении - ±7,5 градусов.
Используются типы дефектоскопов от 6/8 УСК-02 до 38/42 УСК-02 (цифры через дробь- диапазон диаметров в дюймах).
Дефектоскопы внутритрубные магнитные типа МСК.
Дефектоскопы внутритрубные магнитные МСК работают на принципе регистрации рассеяния магнитного потока (MFL) и предназначены для внутритрубной диагностики магистральных нефтепродуктопроводов.
Дефектоскоп обнаруживает трубопроводную арматуру и фитинги, включая тройники, задвижки, внешние опоры, ремонтные муфты, сварные швы (кольцевые и спиральные), кожухи, в том числе эксцентрические, точки катодной защиты - ферромагнитного типа, реперные магниты.
Дефектоскоп обнаруживает дефекты на внутренней и наружной поверхностях трубопровода с возможностью определения положения дефектов, дефекты на стенках трубопровода, находящихся под внешними кожухами, ремонтными муфтами и дефекты, связанные с вмятинами. Точность определения местоположения дефектов и особенностей трубопровода по дистанции относительно ближайшего кольцевого шва - ± 0,2 м, в окружном направлении - ±7,5 градусов.
Дефектоскоп внутритрубный комбинированный магнитно-ультразвуковой 40-ДМУ.00-00.000.
Дефектоскоп внутритрубных комбинированный предназначен для диагностирования нефте и продуктопроводов с наружным диаметром 40" (1020 мм), 42" (1067 мм) и 48" (1220 мм) с использованием ультразвукового и магнитного методов неразрушающего контроля.
Дефектоскоп обнаруживает трубопроводную арматуру и фитинги, включая тройники, задвижки, внешние опоры, ремонтные муфты, сварные швы (кольцевые и спиральные), кожухи, в том числе эксцентрические, точки катодной защиты - ферромагнитного типа, реперные магниты.
Дефектоскоп обнаруживает дефекты на внутренней и наружной поверхностях трубопровода с возможностью определения положения дефектов, дефекты на стенках трубопровода, находящихся под внешними кожухами, ремонтными муфтами и дефекты, связанные с вмятинами. Точность определения местоположения дефектов и особенностей трубопровода по дистанции относительно ближайшего кольцевого шва - ± 0,2 м.
Общий вид дефектоскопа 40-ДМУ.00-00.000 приведен на рисунке 14.3.
Рисунок 14.3. - Дефектоскопа 40-ДМУ.00-00.000.
Диагностическое обследование МН дефектоскопами проводится:
1). Первичное диагностическое обследование магистральных нефтепроводов внутритрубными дефектоскопами проводится в срок не более 3-х лет со дня ввода участка МН в эксплуатацию.
2). Периодическое диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов дефектоскопами проводится:
в сроки, указанные в Свидетельстве аттестации МН, которое оформляется ОАО МН;
в срок до 6-ти лет от даты предыдущего диагностического обследования – для нефтепроводов, на которых аттестация не проводилась.
3). Диагностическое обследование МН дефектоскопами по специальным программам, утвержденным в ОАО "АК "Транснефть".
Диагностическое обследование МН профилемерами:
Первичное обследование МН профилемерами проводится для контроля геометрических параметров нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ:
переходов через водные преграды в соответствии с требованиями "Регламента по очистке и испытанию нефтепроводов на прочность и герметичность после завершения строительно-монтажных работ";
участков линейной части протяженностью 1 км и более.
Обследование участков МН профилемерами проводится также при проведении первичного и периодического обследования дефектоскопом .
ВИП запускается и извлекается из нефтепровода на специальных камерах приёма СОД.
На участках нефтепроводов, которые прошли очистку скребками, ВИП запускается по направлению потока.
На участках нефтепроводов, которые имеют следующие (особые) характеристики:
скорость движения нефти менее 0.5 м/с;
содержание парафина в перекачиваемой нефти более 3% объемных;
протяженность участка свыше 100 км,
перед пуском ВИП осуществляет пуск двух дополнительных очистных устройств для обеспечения специальной технологической схемы их движения по нефтепроводу.
Схема пропуска ВИП по нефтепроводу в особых условиях ( с предварительным пропуском скребка) изображена на рис. 14.4.
Щеточный скребок (СКР-2, СКР-3, СКР-4) |
Поршень-разделитель ПРВ1-01 |
ВИП |
Рисунок 14.4 .- Схема пропуска прибора ВИП по нефтепроводу в особых условиях.
Диагностика технологических нефтепроводов.
На НПС, ЛПДС (промежуточных и головных с резервуарным парком), ПНБ, сливо-наливных эстакадах и морских терминалах( входящих в систему ОАО "АК "Транснефть") ведется диагностика технологических трубопроводов и оборудования в соответствии с РД [24] . Действие этого РД распространяется на технологические нефтепроводы, включая внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод и камеры пуска и приема средств очистки и диагностики (КПП СОД) на входе и выходе НПС, ПНБ, надземные и надводные нефтепроводы морских терминалов, на вспомогательные нефтепроводы, включая трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек; сливо-наливных эстакад, опорожнения стендеров морских терминалов, а также на сварные соединения трубопроводов и трубопроводной арматуры.
Диагностика нефтепроводов должна выполняться подрядными организациями, имеющими специальную лицензию.
По срокам проведения установлены следующие виды диагностики: первичная, очередная и внеочередная.
Первичная диагностика - диагностика объекта, проводимая не позднее чем через 2 года после ввода его в эксплуатацию( согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» РФ ПБ 03-585-03).
Очередная диагностика - диагностика устанавливаемая по результатам предыдущей с периодичностью не более 8 лет (за исключением некоторых нефтепроводов перечисленных РД) .
Внеочередная диагностика - проводится в следующих случаях:
при вводе в эксплуатацию объекта, не эксплуатировавшегося более 3-х лет;
в случае возникновения инцидента или аварии, произошедших при нормативных внешних и внутренних нагрузках на нефтепроводах, независимо от срока его эксплуатации, при этом диагностике подлежат только нефтепроводы, на которых произошли инцидент или авария;
через 30 лет с момента ввода в эксплуатацию технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС вне зависимости от их технического состояния.
Диагностика технологических и вспомогательных нефтепроводов проводится в следующем порядке:
1). ОАО МН разрабатывает техническое задание на производство работ по диагностике технологических и вспомогательных нефтепроводов в соответствии с Типовым техническим заданием .
2). Подрядная организация разрабатывает программу диагностики.
Техническое задание должно содержать:
схему технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС ;
перечень надземных участков трубопроводов, подлежащих обследованию и диагностированию;
перечень подземных участков трубопроводов, подлежащих обследованию и диагностированию;
таблицу данных по значениям проектных и рабочих давлений технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, подлежащих обследованию и диагностированию;
таблицу данных по гидроиспытаниям технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, подлежащих обследованию и диагностированию;
таблицу раскладки труб технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС подлежащих обследованию и диагностированию по проектной и исполнительной документации, включая данные соответствия исполнительной раскладки труб после капремонта с заменой участка, а также после выборочного ремонта с заменой катушек;
таблицу исходных данных сертификатов на материалы труб технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС подлежащих обследованию и диагностированию;
сведения по авариям и инцидентам;
сведения по запорной арматуре;
таблицу данных по соединительным и приварным деталям, ремонтным конструкциям;
перечень всех тройников и соединительных деталей незаводского изготовления и перечень тупиковых и застойных зон НПС.
Программа диагностики технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС разрабатывается подрядной организацией, согласуется с ОАО ЦТД «Диаскан» и утверждается главным инженером ОАО МН.
Программой диагностики должно быть предусмотрено:
Проверка соответствия фактических толщин стенок труб, в том числе определенных при проведении толщинометрии, фактических параметров сертификатов труб проектным. При их несоответствии - выполнение расчетов по фактическим значениям технических характеристик труб (в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06.85).
Обследование всех тройников и соединительных деталей незаводского изготовления и определение допустимого срока их эксплуатации. Обследование отборов давления от места приварки к трубопроводу до измерительного прибора (включая коренной вентиль), термокарманов.
Обследование тупиковых и застойных зон, выявление и обследование мест нарушения изоляционного покрытия.
Определение мест шурфовки для установки преобразователей акустической эмиссии с указанием объемов работ по акустико-эмиссионному (АЭ) контролю технологических и вспомогательных нефтепроводов, по участкам, ограниченных задвижками и предусматривающему 100% контроль.
Разработка графиков нагружения с указанием величины давления и времени его выдержки на каждом режиме применительно к конкретным участкам нефтепроводов.
Выполнение диагностического контроля нефтепроводов, определение фактической толщины стенки, выявление дефектов покрытия трубы и др.
Выполнение 100 %-го ультразвукового контроля кольцевых (монтажных) сварных швов надземных трубопроводов.
Проведение 100% акустико-эмиссионного контроля технологических нефтепроводов.
Проведение дополнительного дефектоскопического контроля по результатам акустико-эмиссионного контроля в зонах с акустическими сигналами II, III, IV классов.
Проведение контроля и обследования опор, фундаментов и подвесок нефтепроводов.
Определение сроков следующей диагностики.
Подготовка заключения по результатам диагностики для приведения нефтепроводов в соответствие с проектом и требованиями действующих нормативных документов.
Разработка мероприятий по безопасному производству работ.
Диагностика технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС выполняется в соответствии с требованиями нормативных документов и методик (включенных в специальный «Перечень») следующими методами неразрушающего контроля :
визуальный и измерительный контроль (ВПК);
ультразвуковой контроль (УЗК);
магнитометрический контроль (ММП);
капиллярный контроль (ПВК);
магнитный контроль (МК);
вибродиагностический контроль (ВД);
акустико-эмиссионный контроль (АЭД);
другие виды контроля, определяемые исполнителем работ для уточнения технического состояния нефтепровода.
Объем работ по диагностике технологических трубопроводов отличается для различных трубопроводов и определяется следующим образом.
Надземные нефтепроводы.
Диагностика надземных технологических и вспомогательных нефтепроводов предусматривает необходимые работы в следующем объеме:
визуальный и измерительный контроль (ВИК);
проведение ДДК, выявленных ВИК;
магнитометрический контроль (текущий и определенный предыдущей диагностикой) нефтепроводов 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 незаводского изготовления; акустико-эмиссионный контроль;
проведение ДДК дефектов, выявленных акустико-эмиссионным контролем; виброобследование нефтепроводов, соединенных с патрубками насосов.
Подземные нефтепроводы
Диагностика подземных технологических нефтепроводов предусматривает необходимые работы в следующем объеме:
Определение мест полной шурфовки.
Определение мест неполной шурфовки для установки ПАЭ.
Уточнение расположения и глубины залегания нефтепроводов.
Шурфовку для:
проведения визуального и измерительного контроля (ВИК);
измерения толщины стенок труб;
обследования всех тройников и соединительных деталей незаводского изготовления, тупиковых и застойных зон;
измерения потенциалов нефтепроводов;
выявления дефектов изоляционного покрытия и мест их расположения;
оценки состояния и адгезии изоляционных покрытий нефтепроводов;
оценки коррозионного состояния (потери металла) труб;
магнитометрического контроля механических или иных дефектов тела труб и сварных соединений (при их наличии в объеме шурфа);
установки ПАЭ (преобразователь акустической эмиссии) и акустико-эмиссионного контроля;
контроля состояния и эффективности защитного действия ЭХЗ.
Полная шурфовка - шурфовка на глубину, позволяющую проводить визуально-измерительный контроль (измерение толщины стенки трубопровода) по нижней образующей нефтепровода, при этом длина участка нефтепровода, очищенного по окружности от грунта и изоляции, должна быть не менее 1 м. Откосы, крепления стенки шурфа должны быть выполнены в соответствии с РД(пункт 2.10 РД 153-39.4Р-130-2002*).
Неполная шурфовка - шурфовка для установки ПАЭ, которая выполняется до верхней образующей нефтепровода с очисткой от грунта и изоляции площадки размером 150x150 мм.
По результатам работ выпускается специальный технический отчет по диагностике технологических и вспомогательных нефтепроводов.
Результаты всех измерений и обследований, выполняемых на технологических и вспомогательных нефтепроводах НПС, оформляются актами и заносятся в протоколы. Акты и протоколы с результатами измерений и обследований хранятся совместно с паспортом на технологические и вспомогательные нефтепроводы в течение всего времени эксплуатации объектов.