Техническая диагностика магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации. Виды технической диагностики, выполняемые на магистральных нефтепроводах, находящихся в эксплуатации. Сроки проведения первичной и периодической технической диагностики магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации. Организация и производство работ по подготовке и выполнению внутритрубной диагностики

Лекция 6

Техническая диагностика магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации

            Виды технической диагностики, выполняемые на магистральных нефтепроводах, находящихся в эксплуатации

При технической диагностике магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, выполняются: 

1.Внутритрубная диагностика (профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы, проводимая с целью выявления дефектов геометрии трубопровода, дефектов стенки трубы и сварных швов.

2.Наружная диагностика методами неразрушающего контроля КППСОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций (муфт, приварных патрубков, вантузов, бобышек, "чопов"), проводимая с целью выявления дефектов металла и сварных швов.

3.Наружная диагностика методами неразрушающего контроля емкостей сбора нефти с КППСОД, проводимая с целью выявления дефектов металла.

3.Акустико-эмиссионный контроль (далее - АЭК) участков и элементов линейной части и подводных переходов нефтепроводов, на которых ВТД не проведена в силу их конструктивных особенностей: участков с подкладными кольцами, спиральношовными трубами, перемычек.

4.Измерение глубины залегания нефтепровода и определение  планового положения его  конструктивных элементов с целью  измерения отклонений от проектных значений в процессе эксплуатации.

5.Электрометрическая диагностика (электрометрия) линейной части нефтепровода, проводимая с целью диагностирования состояния изоляционного покрытия нефтепровода, выявления коррозионно-опасных участков нефтепровода, диагностирования состояния системы ЭХЗ.

            Сроки проведения первичной и периодической технической диагностики магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации

Сроки проведения диагностических обследований МН устанавливаются согласно  специальным Программам, утвержденным в ОАО "АК "Транснефть.

Первичное диагностическое обследование магистральных нефтепроводов внутритрубными дефектоскопами WM, MFL, CD проводится в срок не более 3-х лет со дня ввода участка МН в эксплуатацию.

Периодическое диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD проводится:

-  в сроки, указанные в Свидетельстве аттестации МН, которое оформляется ОАО МН и утверждается генеральным директором ОАО МН в соответствии с "Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов" [46];

-  в срок до 6-ти лет с даты предыдущего диагностического обследования – для нефтепроводов, на которых аттестация не проводилась.

Сроки проведения наружной диагностики методами неразрушающего контроля КППСОД устанавливаются следующим образом: первичная диагностика поводится в срок не более 3-х лет со дня ввода участка МН в эксплуатацию, в дальнейшем - с периодичностью один раз в 10 лет.

Сроки проведения  неразрушающего контроля соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, устанавливаются следующим образом: первичная диагностика проводится в срок не более 3-х лет со дня ввода в эксплуатацию, в дальнейшем – с периодичностью один раз в 10 лет.

Сроки проведения диагностики ёмкостей сбора нефти с КППСОД устанавливаются следующим образом: 

−  первичный  контроль качества проводится в срок не более 10-ти лет после ввода емкости в эксплуатацию, в дальнейшем – с периодичностью один раз в 10 лет;

−  после 30 лет эксплуатации емкости выполняется ее техническое освидетельствование.

Сроки проведения  акустико-эмиссионного контроля участков и элементов линейной части и подводных переходов нефтепроводов, на которых ВТД не проведена в силу их конструктивных особенностей, устанавливаются в соответствии с периодичностью, принятой для ВТД.

Первичное измерение глубины залегания нефтепровода (кроме ППМН) проводится в срок не более 5-ти лет со дня ввода участка МН в эксплуатацию, в дальнейшем - с периодичностью 1 раз в 10 лет.

Сроки проведения измерения глубины залегания нефтепроводов на ППМН устанавливаются следующим образом: первичные измерения выполняются через 1 год после ввода ППМН в эксплуатацию; в дальнейшем периодические – в соответствии с ОР-16.01-60.30.00-КТН-053-1-04 [56].

Сроки проведения  электрометрии устанавливаются в соответствии с «Регламентом…» .

На вновь построенных или реконструированных нефтепроводах первичная электрометрия проводится  в срок не более 3-х лет после  завершения  строительства или реконструкции нефтепровода, в дальнейшем проводится периодическая электрометрия.

Периодическая электрометрическая диагностика проводится:

−  на участках нефтепроводов высокой коррозионной опасности  - один раз в 5 лет;

−  на остальных участках нефтепроводов - один раз в 10 лет.

На участках МН  при длине защитной зоны УКЗ менее 3 км, а также  на участках с  минимальными значениями защитных потенциалов не  менее одного раза в 3 года проводятся дополнительные  измерения защитных потенциалов  с помощью выносного электрода.

            Организация и производство работ по подготовке и выполнению ВТД

Устанавливается следующая последовательность проведения работ по внутритрубной диагностике участков МН, находящихся в эксплуатации:

−  пропуск калибровочного устройства;