Диагностика магистральных трубопроводов

Содержание:

• В каких случаях требуется внутритрубная диагностика газопроводов и нефтепроводов 
• Методы диагностики — магнитная диагностика 
• Подбор способа диагностики с учетом особенностей объекта 
• Последовательность проведения диагностических мероприятий 
• Побочный эффект магнитодиагностики и его устранение 
• Вывод

Диагностика магистральных трубопроводов — газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов позволяет оперативно проверить состояние металла стенок и герметичность сварных швов, чтобы выявить проблемные участки, составить план техобслуживания и ремонта, определить остаточный ресурс эксплуатации трубопровода и выявить несанкционированные врезки.

Рис. 1 Концептуальная визуализация диагностического снаряда для магистральных трубопроводов. Данное изображение является художественной интерпретацией технологии и не представляет реальный образец оборудования.

В каких случаях требуется внутритрубная диагностика газопроводов и нефтепроводов

При надземном/наземном расположении магистрали проведение диагностических работ обычно не представляет особой сложности, не считая возможного вскрытия защитного изоляционного покрытия. Для контроля подводного или подземного нефтегазопровода без вскрытия грунта применяется ВТД.

Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов — это совокупность инструментальных и визуальных исследований для получения данных о техническом состоянии/дефектах металла трубопровода, сварных и фланцевых соединений с использованием внутритрубных инспекционных приборов. Перемещение ИП происходит за счет перекачиваемого продукта, либо с помощью собственного движителя.

Диагностирование труб проводится согласно утвержденного графика, после ремонтных работ или нештатных ситуаций (например — землетрясений, подвижек грунта, возможных внешних воздействий) с обязательной фиксацией результатов обследования в журнале.

Федеральными нормами промбезопасности (ФНП) № 517 от 11.12.2020 г. № 517 «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» в пунктах 130 и 132 обозначена максимальная периодичность диагностических работ — 8 лет, рекомендуемый срок — 5. Интервал может быть уменьшен по рекомендациям организации, проводившей диагностирование ОПО (опасного производственного объекта).

Крупные предприятия нефтегазовой отрасли применяют собственные нормативные акты, основанные на требованиях федерального законодательства. Так, ОАО «Газпром» использует инструкцию 2–2.4-083-2006.

Регулярная диагностика ТП определяет согласно графику обследований:

• геометрические характеристики труб — это особенно актуально на подвижных северных грунтах;
• местонахождение и техническое состояние сварных швов;
• состояние и остаточный ресурс трубных стенок — наличие коррозии, трещин, механического износа и повреждений.

Комплекс диагностических мероприятий дает исчерпывающую картину техсостояния трубопровода, прочности/плотности металла, наличие и местонахождение потенциально аварийных участков и посторонних врезок, нарушения подвижности скользящих опор, и позволяет с высокой точностью рассчитывать остаточный ресурс и график ремонтов магистралей.

Методы диагностики нефтегазопроводов

Периодичность, состав диагностических работ, методы/средства неразрушающего контроля и последовательность проведения исследований устанавливает эксплуатирующее предприятие на основе оценки рекомендаций предыдущих инспекций трубопровода и расчетного срока службы сооружений / технических устройств.

Рис. 2 Подготовка шурфа для монтажа узла доступа. © Александр Гаценко / Фотобанк Лори

Методы диагностики магистральных трубопроводов (ТП) включают в себя пассивные и активные способы: электрический, тепловизионный, виброакустическй, визуальный контроль; методы вихревых токов и акустической эмиссии; измерительную ультразвуковую, радиографическую, капиллярную и магнитную дефектоскопию.

Гидравлический

Считается наиболее безопасным. Кратковременное повышение давления при опрессовке показывает проблемные места. Гидроспособ требует двустороннего доступа, неприменим при невозможности заполнения трубы водой ввиду конструктивных особенностей ТП или угрозе замерзания в условиях низких температур.

Пневматический

Заключается в нагнетании избыточного давления от 40 до 152 бар воздуха, азота или транспортируемого газа. По прошествии определенного времени давление на диагностируемом участке должно оставаться в регламентированных пределах. Это даёт общую оценку технического состояния части магистрали.

Проникающими веществами (ПВ)

• Пузырьковый (ПВТ) определяет сквозные прожоги, свищи, трещины сварочных швов и околошовных зон при помощи вакуумирования (прямых и трубных вакуумных рамок).
• Капиллярный (ПВК, цветная дефектоскопия) используется для обнаружения дефектов на поверхности — пористости, каверн, трещин при помощи яркого или флуоресцирующего индикаторного пенетранта с последующей очисткой и обработкой проявителем.

По классификации видов и методов проведения неразрушающего контроля ГОСТ 56542–2015 оба вида относятся к неразрушающему течеисканию ПВ и требуют доступ изнутри и снаружи исследуемой зоны.

Рентгенографический (радиографический)

Подразумевает доступ с обеих поверхностей трубы — с одной стоит гамма-излучатель, а с другой — приемник ионизирующего излучения (например, рентгеновская пленка). Поэтому в действующих подземных нефтегазопроводах используется в основном для точного обследования с предварительным обустройством шурфа. Для работы с установкой оператор должен иметь сертификат соответствия СНК ОПО РОНКТД-03-2021 / СДАНК-02-2020, ОСПОРБ 99/2010, СанПиН 2.6.1.ххх, а компания-владелец гама-дефектоскопа получает разрешение в Ростехнадзоре и Роспотребнадзоре, чтобы выполнить требования ФЗ № 3 от 09.01.96 и № 52 от 30.03.99 г.

Ультразвуковая диагностика

Акустический дефектоскоп движется внутри трубы и диагностирует ультразвуковым методом эхолокации, параллельно выдает визуальную картину состояния внутренних стенок через встроенную видеокамеру. Современные модели способны обслуживать участки до 1,5 км — по 750 м от точки входа, и не требуют доступа с внешней стороны трубы.

Магнитная томография

Бесконтактная магнитометрическая диагностика (БМД) — основной способ проверки подземных/подводных трубопроводных магистралей. БМД замеряет частотно-амплитудные искажения магнитного поля Земли внутри трубы — в местах локализации коррозионной деструкции и усталости металла параметры намагниченности изменяются.

Контактная магнитометрия использует эффект магнитной памяти металлов, и анализирует изменение магнитных полей рассеяния от предварительно намагниченной до насыщения трубы в точках локализации дефектов. Также может применяться приложенное (наведенное) магнитное поле.

Магнитно-порошковый контроль швов и тела трубы показывает поверхностные и подповерхностные (до 2–3 мм) дефекты индикаторным рисунком предварительно нанесенного ферромагнитного порошка с ярким окрасом — неоднородность рассеяния по-разному притягивает частицы индикатора.

Подбор способа диагностики с учетом особенностей объекта

Выбор оптимальной методики для обследования нефтегазопровода зависит от нескольких факторов:

• цели проведения исследования, выделенного бюджета, ограничений по времени;
• имеющихся в распоряжении технических средств диагностики и навыков персонала, погодных условий;
• характера объекта и перекачиваемой продукции, типа изоляции, срока эксплуатации;
• необходимой точности измерений — оценочной, качественной, количественной;
• протяженности, геометрических параметров и технического состояния трубопровода;
• возможности доступа выездной лаборатории к наружной поверхности труб, расположения инспекционных люков.

Наиболее универсальным является внутритрубное диагностирование, т.к позволяет в реальном времени вне зависимости от местоположения и способа прокладки магистрали контролировать техническое состояние одновременно визуальным и инструментальным способом (акустическим УЗИ, магнитодефекстоскопией МРТ, рентгенодиагностикой) с автоматической регистрацией данных.

Последовательность проведения комплексных эндоскопических диагностических мероприятий

1. Обеспечение транспорта к точке установки диагностического оборудования в трубопровод или обустройство нового узла доступа.
2. ОПТ — определение пространственного положения трубопровода.
3. Профилемер (геометрический сняряд) двигается внутри линейной части трубы и отслеживает деформации внутренней поверхности — определяет возможность прохождения дефектоскопа.
4. Запуск инспекционного прибора — внутритрубного диагностического снаряда.

После завершения сбора показателей интерпретаторы расшифровывают и суммируют результаты различных видов обследования, и формируют отчёт для нефтегазотранспортирующих компаний.

Побочный эффект магнитодиагностики трубопроводов

По сложившейся практике магнитная диагностика нефтегазопроводов является наименее затратным и наиболее простым методом дефектоскопии. Однако у него есть особенность, затрудняющая последующие сварочные работы.

Дело в том, что побочный эффект при магнитной дефектоскопии — остаточная намагниченность труб. Она снижает качество электросварного шва при монтаже и ремонте магистральных нефтегазопроводов:

• при начале сварочных работ затрудняет розжиг — дуга отклоняется в сторону или может погаснуть. Эта проблема известна как «магнитное дутьё»;
• в процессе сварки дуга отклоняется в сторону, стержень электрода плавится раньше, чем обмазка — электрод «козыряет». Края шва получаются неровными, металл разбрызгивается из сварочной ванны;
• шов получается неравномерным, с непроварами, шлаковыми включениями, кавернами, пережогами, ослабленными областями.

Рис. 3 Отклонение дуги при электросварке металла с остаточной намагниченностью

В результате — сложности с обеспечением прочности и герметичности соединения.
Сварочный шов не проходит техконтроль и дефектоскопию, приходится переделывать работу — зачищать повторно, разделывать и переваривать.

Это приводит к серьезным экономическим потерям по всей нитке трубопровода — нерациональному использованию труда электросварщиков, простоям смежников, дополнительному расходу материалов, вплоть до срыва срока ввода объекта в эксплуатацию.

Данный эффект полностью устранить нельзя, однако современное оборудование и технологии электромагнитной обработки снижают его до минимума при помощи процедуры размагничивания (демагнетизация) на основе электромагнитной индукции.

Поэтому перед электродуговой сваркой измеряют магнитное поле магнитометрами и датчиками намагниченности в четырех диаметрально противоположных точках трубы в несколько итераций через одинаковые отрезки времени. Если намагниченность превышает допустимые значения (до 20 Гс — слабая, свыше 100 Гс — сильная), то зону сварки предварительно размагничивают.

И если применение стационарных размагничивающих комплексов возможно только при определенных условиях (на производстве или при постройке магистрали), то локальная демагнитизация области сварочных работ мобильными установками размагничивания труб применима в любой ситуации при монтаже, ремонте, врезке отводов.

Рис. 4 Комплект мобильного устройства размагничивания труб НЕВА MD-T1.Р3/М1

Так, современные устройства размагничивания труб российского разработчика и производителя НЕВА-Техника способны работать в любых погодных и географических условиях вне зависимости от диаметра трубопровода.

НЕВА MD-T1.Р3/М1 обеспечивает полностью автоматическое размагничивание свободного торца, а НЕВА MD-T2 применяется при размагничивании и сварке одновременно двух стыков любыми видами электросварки.

Это простое, надёжное и эффективное решение существенно снижает временные и финансовые затраты организаций, обслуживающих трубопроводы, и экономит значительные средства в масштабах холдингов и отрасли в целом. После его применения сварные швы трубопровода без проблем проходят дефектоскопию, которая является обязательной процедурой.

Рис. 5 Укладка участка подземного трубопровода после ремонта. © Иван Рябоконь / Фотобанк Лори 

Вывод

Таким образом, вне зависимости от выбранных методов, регулярная диагностика магистральных трубопроводов газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов — это необходимый процесс для планирования регламентных работ, предотвращения нештатных ситуаций, и обеспечения безопасности доставки продукции НГО на перерабатывающие предприятия и потребителям.