Диагностика линейной части магистральных нефтегазопроводов

          Номинальная толщина стенки трубы: - максимальная 20 мм;

         - минимальная  5 мм.

     Минимальный рабочий диапазон:    120 км.

     Минимальное проходное сечение трубы:  85% D_н.

     Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы проходимый снарядом:   1,5 D_н на 90°.

     Снаряд  может проходить без повреждений  сегментные отводы из 5 сегментов с  углом 15° и 2 сегментов 7,5° и радиусом поворота 3 D_н и более. Снаряд может без повреждений проходить по трубопроводам с подкладными кольцами толщиной  до 8 мм, установленными на сварных швах внутри трубопровода.

     Максимальное  рабочее давление     10 МПа.

     Рекомендуемая скорость пропуска прибора:    

     0,25 – 1,0 м/сек. Допускается: до 1,5 м/сек.

     Диапазон температур эксплуатации:       от -15ºС до +50ºС.

     Минимальные размеры регистрируемых дефектов:

• точечная коррозия (только указание и участок распространения без измерения глубины):

     минимальный диаметр - 6 мм, минимальная  глубина - 1,5 мм;

• расслоение: минимальный диаметр - 6 мм (расположение расслоения внутри трубы - 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы);
• царапины и надрезы с потерей металла:

минимальная ширина - 10 мм, минимальная глубина  – 1,5 мм.

     Минимальные размеры измеряемых дефектов:

• точечная коррозия, (с измерением полной глубины):

          минимальный диаметр - 10 мм, минимальная  глубина – 1 мм;

• сплошная коррозия: минимальная глубина – 1 мм;
• расслоение: минимальный диаметр – 10 мм (расположение расслоения внутри трубы – 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы);
• царапины и надрезы с потерей металла: минимальная ширина – 10 мм, минимальная глубина – 1,5 мм.

     Примечание: Размер дефекта 6 мм – это пороговый  обнаруживаемый размер, который может  быть зафиксирован при идеальных  условиях. В реальном трубопроводе пороговый размер дефекта составляет для точечной коррозии и расслоений – 10 мм. На практике обнаруживаемость малых дефектов также зависит от качества поверхности трубопровода, которая влияет на величину обнаруживаемых дефектов.

     Участки с повышенной погрешностью (расширенной потерей эхо-сигнала) включают в себя:

• колена с радиусом менее 5 D_н;
• сварной шов на поперечных, продольных и спиральных трубных швах в пределах участка 10 мм перед и после сварного шва;
• вмятины, выпуклости и другие участки в пределах участка в половину длины полоза датчика по обе стороны препятствия (в зависимости от размера препятствия);
• участки трубопровода с частичным наполнением продукта;
• потери металла на внешней стенке трубы, когда они перекрываются (экранируются) дефектами внутри стенки трубы, как, например, расслоение.

     Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной скребками трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных швах): 0,25 м от ближайшего поперечного сварного шва.

     Дефектоскопы  снабжены устройством задержки включения  для проведения диагностики длинных участков трубопроводов (более 120 км) за несколько пропусков.

1.3. Результаты диагностического  обследования

      В период 09.07 - 09.08 1996 г. на нефтепроводе Калтасы-Языково-Салават (участок Языково-Салават (160 - 320 км), 720 мм (28")) была проведена работа по диагностическому обследованию трубопровода внутритрубным инспекционным снарядом (ВИС) "Ультраскан".

      Пропуск дефектоскопа "Ультраскан" был произведен после пропуска профилемера "Калипер" в период 16.11 - 20.11 1995 г.

      Для удаления со стенок нефтепровода загрязнений  были пропущены очистные скребки  с плоскими полиуретановыми очистными  дисками и спецскребки с металлическими щетками : 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.1. Данные о прохождении очистных снарядов

 

Для улучшения  степени очистки стенок нефтепровода от загрязнений непосредственно  перед пропусками ВИС "Ультраскан" были пропущены дополнительные очистные скребки: 
 
 
 

Таблица 1.2. Данные о прохождении очистных снарядов

 

      Пропуски   ВИС "Ультраскан" состоялись   :

Таблица 1.3.Данные о прохождении диагностических снарядов

 

      Состояние   ВИС   "Ультраскан"   после  прогонов  было   следующим  :

Таблица 1.4. Данные о состоянии диагностических снарядов после прохождения

 

      В результате анализа данных 1-го и 2-го пропусков ВИС "Ультраскан" по участку Языкове-Салават (160 - 320 км) нефтепровода Калтасы-Языково-Салават было установлено, что на отдельных отрезках имела место частичная потеря информации, связанная, во-первых : с недостаточной степенью очистки стенок от смолисто-парафиновых отложений, во-вторых : с увеличением до 2 м/с скорости потока нефти на трассе с 280 км по 320 км.

      Увеличение  скорости потока нефти на данном участке  можно объяснить тем, что на трассе нефтепровода Калтасы-Языково-Салават  имеются перевальные точки. Как  результат -  верхняя часть трубы  не заполнена нефтью.

      Ниже  приводится список зон с частичной  потерей сигнала, в качестве точки отсчета расстояния - отверстие запасного устройства.

Таблица 1.5. Список зон с частичной потерей сигнала

 

      Скорость  ВИС "Ультраскан" во время прогона  составляла 0.41 - 2.02 м/с.

      С целью привязки возможных дефектов нефтепровода к местности на трассе были установлены маркерные пункты, которые наряду с арматурными  элементами (задвижки, вантуза) являются точками-ориентирами и используются для определения местоположения дефектов.

      По  результатам прогона ВИС "Улътраскан" было замеренно расстояние на участке  ЛПДС "Языково" - ЛПДС "Салават", составившее 157897 м.

      В процессе обработки данных ультразвуковой диагностики были получены отметки  маркерных пунктов. Вместе с задвижками и вантузами всего определено 95 точек-ориентиров. Во время прогона были пропущены некоторые маркерные пункты.

      В линейной части нефтепровода имеются  особенности различного характера, сведения о которых содержатся в "Журнале особенностей нефтепровода".

      "Журнал  особенностей" служит исходной  базой для расчетов на статическую  прочность труб, содержащих дефекты,  по "Методике определения опасности  повреждений стенки труб магистральных  нефтепроводов по данным обследования  внутритрубными дефектоскопами", утвержденной 25.11.96 г. АК "Транснефть" в качестве нормативного документа и согласованной Госгортехнадзором (письмо № 10-03/396 от 24.11.96 г.). На этой стадии выявляются опасные дефекты стенки труб обследованного участка нефтепровода. Сведения об этих дефектах содержатся в оформленных на каждый из них сертификатах (см. "Журнал опасных особенностей").

      Расчеты проведены с использованием программно-методического  комплекса (ПМК), разработанного на основе вышеупомянутой методики¹, исходя из результатов обработки (интерпретации) информации, зарегистрированной ВИС "Ультраскан" (см. "Журнал особенностей нефтепровода"), а также данных, предоставленных АО "УСМН".

      „По результатам расчетов особое внимание необходимо обратить на особенности, опасные  с точки зрения статической прочности дефектосодержащих труб, а также на гофры и вмятины, примыкающие к сварным швам, но при этом нельзя игнорировать остальные дефекты, содержащиеся в "Журнале особенностей нефтепровода".

      Любые особенности при их точном определении  на местности могут также служить дополнительными точками-ориентирами для поиска других особенностей.