3.2.5. Требования к проведению внутритрубной диагностики мн.

Диагностика участка нефтепровода проводится последовательно всеми типами ВИП, предусмотренными Планом диагностического обследования МН.

При планировании и выполнении диагностического обследования участка нефтепровода последовательно несколькими типами ВИП должна быть обеспечена следующая последовательность пропуска ВИП: магнитный дефектоскоп MFL, ультразвуковой дефектоскоп CD, ультразвуковой дефектоскоп WM.

Диагностика участков нефтепроводов, входящих в единые технологические коридоры (Приложение 17 ОР-16.01-60.30.00-КТН-056-1 «Регламент по организации планирования и оформления остановок магистральных нефтепроводов») должна проводиться от начального участка коридора нефтепровода к конечному.

На участках технологического коридора, требующих снижения режима перекачки для пропуска ВИП, их пропуск выполняется одновременно по нескольким участкам данного коридора.

3.2.6. Общие требования к установке маркерных пунктов

Установка маркерных пунктов для пропуска ВИП производится с целью точной привязки выявленных дефектов к трассе нефтепровода. План расстановки маркерных пунктов по трассе нефтепровода составляется в процессе подготовки технического задания на проведение внутритрубной диагностики и является его составной частью.

Маркерные пункты должны быть расположены над осью трубопровода. Расстояние между маркерными пунктами не должно превышать 2 км. Обязательна установка маркерных пунктов на переходах нефтепровода через реки, каналы, водоемы, железные и Обязательна установка маркерных пунктов на переходах нефтепровода через реки, каналы, водоемы, железные и автомобильные дороги, на труднодоступных участках (болота, горные участки и др.), на участках вблизи промышленных объектов и населенных пунктов в соответствии с ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05.

Верхняя образующая нефтепровода в местах расположения маркерных пунктов должна находиться на глубине не более 1,5 метров. При большей глубине залегания трубопровода необходимо обеспечить необходимую глубину путем изготовления шурфа.

Маркерные пункты на местности должны обозначаться опознавательными знаками в соответствии с требованиями ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05.

3.2.7. Требования к допуску вип к проведению диагностического обследования мн

ВИП, предназначенные для ВТД нефтепроводов, допускаются к применению при условии внесения ТТ и ТУ на них в Реестр технических требований и технических условий на основные виды оборудования и материалов, закупаемых группой компаний «Транснефть».

Перед проведением пропуска диагностического оборудования по нефтепроводу, оформляется акт, подтверждающий наличие у Исполнителя ВТД разрешительных документов на применяемое оборудование и готовность оборудования к диагностике нефтепровода.

Запасовка ВИП в камеру пуска запрещается при отсутствии всех разрешительных документов, при наличии замечаний к предъявленной документации и оборудованию.

Запасовка и извлечение ВИП запрещается без использования штатного транспортно- запасовочного устройства, входящего в комплект ВИП и камеры пуска-приема СОД.

В случае неготовности ВИП к пропуску оформляется Акт по форме, определенной ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05.

После оформления Акта по результатам осмотра ВИП исполнитель ВТД производит обработку результатов ВТД, подготовку и предоставление технического отчета.

После получения технического отчета ОАО МН выполняет ДДК. ОР-19.100.00-КТН-010-10 «Порядок проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных трубопроводов».

Виды наружной диагностики, применяемые на магистральных нефтепроводах, находящихся в эксплуатации:

1. Диагностика методами неразрушающего контроля:

• соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов, ремонтных конструкций (муфт, приварных патрубков, вантузов, бобышек, «чопов»);

• КППСОД;

• емкостей сбора нефти с камер пуска и приема СОД.

2. Акустико-эмиссионный контроль (далее АЭК) участков нефтепроводов, на которых ВТД не проведена:

• участков нефтепроводов, построенных с применением подкладных колец и спиральношовных труб;

• перемычек.

Акустико-эмиссионный контроль применяется на действующих МН на участках нефтепроводов со сварными стыками, выполненными на подкладных кольцах, участках нефтепроводов из спиральношовных труб, перемычках подводных переходов магистральных нефтепроводов, перемычках линейной части, перемычках лупингов. АЭК выполняется согласно ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов».

3. Измерение глубины залегания нефтепровода.

Измерение глубины залегания нефтепровода проводится для определения фактической глубины залегания нефтепровода и отклонений глубины от проектных значений в соответствии с СП 11-104-97 «Инженерно-геодезические изыскания для строительства».

Измерения производятся с шагом не менее 100 м и обязательным измерением в местах поворота трассы нефтепровода.

Результаты измерений оформляются в виде выходных форм программы обработки данных трассопоисковой аппаратуры.

4. Электрометрическая диагностика (электрометрия) – для диагностирования состояния изоляционного покрытия нефтепровода, выявления коррозионно-опасных участков нефтепровода, диагностирования состояния системы ЭХЗ.

Электрометрическая диагностика применяется на действующих МН подземной прокладки.

Объем состав работ по электрометрии участка МН определяется Техническим заданием и включает в себя:

• изучение и анализ статистических данных об обследуемом участке нефтепровода;

• обследование коррозионного состояния нефтепровода;

• обследование состояния изоляции нефтепровода;

• оценка эффективности работы изолирующих соединений;

• определение технического состояния средств ЭХЗ (установки катодной защиты, установки дренажной защиты, установки протекторной защиты);

• определение эффективности ЭХЗ.

Для идентификации и измерения размеров дефектов после проведения ВТД, АЭК и электрометрии применяется дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК), включающий:

• визуально-измерительный контроль;

• ультразвуковой контроль (ультразвуковая дефектоскопия и толщинометрия);

• контроль проникающими веществами;

• магнитопорошковый контроль;

• контроль физико-механических свойств металла, его химического состава.

Техническое освидетельствование трубопроводной арматуры, расположенной на диагностируемом участке нефтепровода, проводится в соответствии с РД-19.100.00-КТН-062-10 «Правила технической диагностики и освидетельствования механо-технологического оборудования. Методики технического диагностирования механо-технологического оборудования».

Критерии оценки дефектов, выявленных при внутритрубной и наружной диагностике нефтепроводов, включая КППСОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, устанавливаются в соответствии с РД-23.040.00-КТН-090-07 «Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов».

По окончании работ по технической диагностике оформляется технический отчет.