Технічна діагностика магістральних нафтопроводів, які перебувають в експлуатації

сторінки роботи

12 сторінок (Word-файл)

Подивитися всі сторінки

Технічна діагностика магістральних нафтопроводів, які перебувають в експлуатації

Види технічної діагностики, що виконуються на магістральних нафтопроводах, що знаходяться в експлуатації

При технічній діагностиці магістральних нафтопроводів, які перебувають в експлуатації, виконуються:

1.Внутрітрубная діагностика (профілеметрія і дефектоскопія) лінійної частини і переходів через природні і штучні перешкоди, включаючи підводні переходи, що проводиться з метою виявлення дефектів геометрії трубопроводу, дефектів стінки труби і зварних швів.

2.Наружная діагностика методами неруйнівного контролю КППСОД, сполучних, конструктивних деталей, приварних елементів і ремонтних конструкцій (муфт, приварних патрубків, вантузів, бобишек, "чопового"), що проводиться з метою виявлення дефектів металу і зварних швів.

3.Наружная діагностика методами неруйнівного контролю ємностей збору нафти з КППСОД, що проводиться з метою виявлення дефектів металу.

3.Акустіко-емісійний контроль (далі - АЕК) ділянок і елементів лінійної частини і підводних переходів нафтопроводів, на яких ВТД не проведено в силу їх конструктивних особливостей: ділянок з підкладним кільцями, спіральношовні трубами, перемичок.

4.Ізмереніе глибини залягання нафтопроводу і визначення планового положення його конструктивних елементів з метою вимірювання відхилень від проектних значень в процесі експлуатації.

5.Електрометріческая діагностика (електрометрія) лінійної частини нафтопроводу, що проводиться з метою діагностування стану ізоляційного покриття нафтопроводу, виявлення корозійно-небезпечних ділянок нафтопроводу, діагностування стану системи ЕХЗ.

Терміни проведення первинної та періодичної технічної діагностики магістральних нафтопроводів, які перебувають в експлуатації

Терміни проведення діагностичних обстежень МН встановлюються відповідно до спеціальних Програмами, затвердженим в ВАТ "АК" Транснефть.

Первинне діагностичне обстеження магістральних нафтопроводів внутрішньотрубної дефектоскопами WM, MFL, CD проводиться в строк не більше 3-х років з дня введення ділянки МН в експлуатацію.

Періодичне діагностичне обстеження лінійної частини і підводних переходів магістральних нафтопроводів дефектоскопами WM, MFL, CD проводиться:

- в терміни, зазначені в Свідоцтві атестації МН, яке оформляється ВАТ МН і затверджується генеральним директором ВАТ МН відповідно до "Методики оцінки працездатності і проведення атестації магістральних нафтопроводів" [46];

- в термін до 6-ти років з дати попереднього діагностичного обстеження - для нафтопроводів, на яких атестація не проводилася.

Терміни проведення зовнішньої діагностики методами неруйнівного контролю КППСОД встановлюються таким чином: первинна діагностика поводиться в термін не більше 3-х років з дня введення ділянки МН в експлуатацію, в подальшому - з періодичністю один раз в 10 років.

Терміни проведення неруйнівного контролю з'єднувальних, конструктивних деталей, приварних елементів і ремонтних конструкцій, встановлюються таким чином: первинна діагностика проводиться в строк не більше 3-х років з дня введення в експлуатацію, в подальшому - з періодичністю один раз в 10 років.

Терміни проведення діагностики ємностей збору нафти з КППСОД встановлюються таким чином:

- первинний контроль якості проводиться в строк не більше 10-ти років після введення ємності в експлуатацію, в подальшому - з періодичністю один раз в 10 років;

- після 30 років експлуатації ємності виконується її технічний огляд.

Терміни проведення акустико-емісійного контролю ділянок і елементів лінійної частини і підводних переходів нафтопроводів, на яких ВТД не проведено в силу їх конструктивних особливостей, встановлюються відповідно до періодичності, прийнятої для ВТД.

Первинне вимірювання глибини залягання нафтопроводу (крім ППМН) проводиться в строк не більше 5-ти років з дня введення ділянки МН в експлуатацію, в подальшому - з періодичністю 1 раз в 10 років.

Терміни проведення вимірювання глибини залягання нафтопроводів на ППМН встановлюються таким чином: первинні вимірювання виконуються через 1 рік після введення ППМН в експлуатацію; в подальшому періодичні - відповідно до ОР-16.01-60.30.00-КТН-053-1-04 [56].

Терміни проведення електрометрії встановлюються відповідно до «Регламентом ...».

На новозбудованих або реконструйованих нафтопроводах первинна електрометрія проводиться в строк не більше 3-х років після завершення будівництва або реконструкції нафтопроводу, в подальшому проводиться періодична електрометрія.

Періодична електрометричного діагностика проводиться:

- на ділянках нафтопроводів високу корозійну небезпеку - один раз в 5 років;

- на інших ділянках нафтопроводів - один раз в 10 років.

На ділянках МН при довжині захисної зони УКЗ менше 3 км, а також на ділянках з мінімальними значеннями захисних потенціалів не менше одного разу на 3 роки проводяться додаткові виміри захисних потенціалів за допомогою виносного електрода.

Організація і проведення робіт з підготовки і виконання ВТД

Встановлюється наступна послідовність проведення робіт з внутрішньотрубної діагностики ділянок МН, що знаходяться в експлуатації:

- пропуск каліброваного пристрої;