ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руко­водством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:

одного раза в год — для трубопроводов I категории:

одного раза в 2 года —”— II категории;

одного раза в 4 года —”— III категории;

одного раза в 8 лет —"— IV категории.

Срок последующего контроля должен уточняться в зависимо­сти от результатов предыдущего контроля.

7.5.3.5. Оценка состояния контролируемого участка ПТ мо­жет осуществляться одним или несколькими методами техни­ческой диагностики, классифицированными ГОСТ 18353-87, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными метода­ми контроля внутрипромысловых трубопроводов являются:

ультразвуковой (ГОСТ 14782-86);

радиографический (ГОСТ 7512-82);

акустический (ГОСТ 20415-82).

В качестве вспомогательного метода контроля можно исполь­зовать магнитопорошковый метод (ГОСТ 21105-87).

7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок примене­ния методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.

7.5.3.7. Работы по диагностике внутрипромысловых трубо­проводов должны выполняться с применением портативных при­боров неразрушающего контроля, передвижных лабораторий де­фектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.

7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля с помощью приборов: УТ-93П, УТ-96, ЛП-1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.

7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состо­яния внутренней поверхности трубопроводов методом ультраз­вуковой толщинометрии следует руководствоваться РД "Про­гнозирование максимальной глубины коррозии и времени до по­явления сквозных повреждений трубопроводов по данным ульт­развуковой толщинометрии".

Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется пу­тем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработ­ки результатов измерений. Работы выполняются в следующей последовательности:

выделение на обследуемом трубопроводе границ одно­родных по условиям коррозии участков в соответствии с СТП 51.00.021-85;

определение мест расположения на однородных по условиям коррозии участках контрольных отрезков, ис­ходя из условий их доступности и равномерности рас­положения в пределах однородного участка. В среднем один контрольный отрезок длиной 3,5-4 м должен при­ходиться на 500 м контролируемого участка трубопро­вода;

подготовка к проведению измерений, включающая удаление изоляции на контрольных отрезках трубопро­водов наземной и надземной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;

проведение измерений и обработка результатов;

восстановление изоляции и засыпка шурфа. На тру­бопроводах наземной и надземной прокладки и незаглу­бленных участках подземных трубопроводов рекоменду­ется обустроить контрольные отрезки для периодиче­ского измерения толщин стенок;

графики проведения обследований должны соста­вляться службой технического контроля предприятия и утверждаться его руководителем;

результаты обследования и прогнозирования должны заноситься в паспорт трубопровода.

7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств ме­талла элементов трубопровода следует использовать электро­магнитные структуроскопы (МФ-32 КЦ и им подобные).

7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопро­водах следует использовать акустический метод контроля (при­бор НЗЭ002).

7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить толь­ко в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.

7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образца­ми, изготовленными в соответствии с рекомендациями по при­менению методов контроля.

7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покры­тий внутрипромысловых трубопроводов следует проводить в со­ответствии с ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные маги­стральные. Общие требования к защите от коррозии", применяя прибор УКИ-1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шур-фованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных тех­нической службы НГДУ.

7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по ниж­ней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7-10 мм.

7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвен­ной коррозии — в случае выхода продукта в другом месте.

При обнаружении коррозионного поражения в контролируе­мой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.

7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутрипромысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполнен­ные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуго­вой сваркой плавлением, следует контролировать радиографиче­ским и ультразвуковым методами. Эти же методы используют­ся при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).

7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после ви­зуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвер­гается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.

7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного со­единения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).

7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД-70, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (напри­мер, типа КД-33Л).

7.5.3.21. Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА-1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА-01, 02 и др.).

7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК-66ПМ, УД-11ПУ, УД2-12, УД2-17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД-10УА и УД-11УА.

7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей-преобразователей ДП 100-275С, ДП 100-325С.

7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом кон­троле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диа­метру и толщине труб, сваренных в трубопровод.

7.5.3.25. При оценке разности твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ-1, МФ31КЦ.

7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформ­ление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД 39-0147014-555-89.

7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутрипромысловых трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно про­верены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.

7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуще­ствляется специально подготовленными дефектоскопистами, ко­торые должны иметь соответствующие удостоверения и про­ходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить пе­риодическую проверку.

7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал — первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение — конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устана­вливается технической службой НГДУ.

В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:

наименование трубопровода;

номер испытательной схемы (координаты контроли­руемого участка);

диаметр, толщина стенки трубопровода, марка ста­ли;

год ввода в эксплуатацию;

тип изоляционного покрытия;

наличие ЭХЗ;

режим работы трубопровода;

тип и заводской номер прибора;

вид документации, по которой проводился контроль;

параметры контроля;

тип стандартного образца для настройки прибора;

координаты и характеристики обнаруженных дефек­тов;

оценка качества контролируемого объекта;

даты проведения контроля и выдачу заключения;

фамилия и подпись дефектоскописта;

фамилия и подпись руководителя контрольной служ­бы.

7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов

7.5.4.1. Трубы и детали трубопроводов подлежат отбраковке в следующих случаях.

А. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достиг­ла величины, определяемой по формулам:

при

при

где _отб — толщина стенки трубы или детали трубопровода, м, при которой они должны быть изъяты из эксплуатации; Р — рабочее давление в трубопроводе, Па; Дн — наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м; п — коэффициент перегруз­ки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2; R₁ — расчет­ное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов, Па, определяемое по формуле:  — коэффициент несущей способности;  = 1 для труб, кониче­ских переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных  = 1,3 при отношении радиуса гиба трубы R к наружному диаметру Дн = 1;  = 1,15 при  = 1,0 при и более; — нормативное сопротивление, рав­ное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответ­ствующие виды труб, Па (табл. 7.2); — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па (табл. 7.2); m₁ — коэффициент условий работы материала труб при разрыве, рав­ный 0,8; m₂ — коэффициент условий работы трубопровода, вели­чина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов — 0,6; для инертных газов (азот, воздух и т. п.) или токсич­ных, взрывоопасных и горючих жидкостей — 0,75; для инертных жидкостей — 0,9; m₃ — коэффициент условий работы матери­ала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1; k₁ — коэф­фициент однородности материала труб: для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k₁ = 0,8, для сварных труб из углеродистой и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k₁ = 0,85.

Таблица 7.2

Механические характеристики

трубопроводных сталей

ГОСТ на трубы

Марка стали

МПа

МПа

8731-74

10

353

216

20

412

245

10Г2

471

265

8733-74

10

350

206

20

412

245

10Г2

421

245

10705-80 (в термообработанном

10

333

206

состоянии)

ВСт3сп

372

225

20

412

245

10705-80 (без термообработки)

10

333

Согласно

ВСт3сп

392

сертификату

15,20

372

или ре­зультатам испытаний

550-75

20

431

255

10Г2

470

260

15Х5

392

216

15Х5М

392

216

15Х5ВФ

392

216

15Х5МУ

588

412

12Х8ВФ

392

167

9940-81

08Х18Н10Т

520

Согласно

12Х18Н10Т

529

сертификату

10Х17Н13М2Т

529

или ре­зультатам испытаний

9941-81

08Х18Н10Т

549

То же

12Х18Н10Т

549

10Х17Н13М2Т

529

ТУ 14-3-460-75

12Х1МФ

441

260

Таблица 7.3

Критерии от браковки труб

Вид повреждения

Расстояние между бли­жайшими повреждениями, мм

Расстояние между ближайшими повреждениями

и сварным швом, мм

Минималь­ная толщи­на стенки труб , мм

Макси­мальная глубина повреждения с, мм

Максимал. протяжен. поврежд.

по образую­щей трубы (вдоль тру­бы) а, мм

Максим. протяжен. поврежд.

по направле­нию трубы (поперек трубы) в, мм

Вид восста-новления и условное обозначе­ние

Примечание

Одиночные коррозионные

Не менее длины

Не менее

5

До 30 %

60

10

Зачистка

Максимальная глубина

язвы, точки, пятна,

наибольшего из

150

От 

45

15

поверхности,

повреждения

механические риски,

повреждений

30

20

шлифовка Ш

уменьшается в два раза

царапины, задиры, забоины

25

25

в случае равномерной

на поверхности трубы

До 20 %

110

10

коррозии

От 

95

15

80

20

65

25

Схема определения

размеров повреждений

(а, в, с)

50

30

Одиночные язвы

сферической формы

На одной ли­нии

не менее 5

В остальных

не менее 10

Не менее 100

5

При ос­тавшейся толщине стенки не менее 5

20

20

Наплавка металла Н

Одиночными счи­таются повреж­дения, расстояние между которыми пре­вышает длину наибольшего из повреждений. В противном случае повреж­дения рассматриваются как групповые, равные

Одиночные язвы

цилиндрической формы

На одной линии

не менее 2

В остальных

не менее 5

суммар­ной длине входящих в него повреждений. Глубина груп­пового повреждения в целом определяется по максималь­ной глубине од­ного повреж­дения

Язвы сферические

На одной ли­нии ближе 5,

в остальных

ближе 10

Не менее 150 от попереч­ного шва

5

Любая

При D50

219, 245,

273; 100,

325, 351,

377; 150

D426

Приварка заплат

З

Трубы, восстановленные приваркой заплат

и муфт, рекомендуется реализовать сторонним организациям

Язвы цилиндрические

На одной ли­нии ближе 2,

в остальных

ближе 5

Групповые язвы,

Не менее 150

5

Любая

100

Приварка

сплошная коррозия

от поперечного

При D219,

муфты М

по периметру трубы

шва

245;

150

D273, 200,

325, 351,

377;

300

D425

Равномерная ручейковая коррозия

Не огра­ничено

Любая

Восстанов-лению не подлежит

Участки труб

рекомендуется вырезать и сдать в ме­таллолом

Групповые коррозион­ные повреждения, ме­ханические риски, царапины, задиры, забоины

До 200

До 150

Более допустимых размеров дефектов, подлежащих шлифовке

То же

То же

Трещины, свищи, пробоины