---

k₁ — коэффициент однородности материала труб;

_n — коэффициент надежности по назначению трубопроводов;

_m — коэффициент надежности по материалу;

_f — коэффициент надежности по нагрузке;

_s — коэффициент условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты.

4 Общие положения

В отраслевом стандарте используются методы расчета напряжений и критерии прочности по СНиП 2.04.12-86 и СП 34-116-97 (раздел 2). Анализ технического состояния определяется в соответствии с требованиями РД 39-132-94 (раздел 2).

Настоящая методика применима для оценки остаточного ресурса подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию трубопроводов, у которых максимальный износ стенки не более чем в три раза превышает среднее для всего трубопровода значение.

В ОСТ приводятся современные методы технического диагностирования трубопроводов, включая акустико-эмиссионный контроль (АЭ-контроль), визуально-измерительный контроль, ультразвуковую и магнитную толщинометрию и дефектоскопию, анализ химического состава металлических труб, трубных деталей и арматуры, анализ состояния защищенности от подземной коррозии. Использованы вероятностно-статистические методы оценки остаточного ресурса с использованием современных математических моделей.

Обязательными в отраслевом стандарте являются определение расчетной и отбраковочной толщины стенки и оценка остаточного ресурса трубопроводов по минимальной вероятной толщине стенки труб. Расчеты остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию, с учетом выявленных и классифицированных дефектов и остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов выполняется в случае необходимости по техническому заданию заказчика.

Основные определения, используемые в методике, соответствуют ГОСТ 27.002-89.

Определяющим при оценке остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа трубопроводов является расчет на действие внутреннего давления. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки всех элементов превышает отбраковочную t_отб. При определении отбраковочной толщины стенки оценивается несущая способность элементов в целом, в отличие от поверочного расчета, когда определяется напряжение в наиболее опасной точке [3].

при ; (4.1)

при ; (4.2)

где t_отб - толщина стенки трубы или детали трубопровода при которой они должны быть изъяты из эксплуатации, м;

P - рабочее давление в трубопроводе, Па;

D_н - наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м;

n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2;

R₁ - расчетное сопротивление материала труб и деталей 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 изгиба трубы R к наружному диаметру D_н, равному 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;

- нормативное сопротивление, равное наименьшее значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па;

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, горючих, взрывоопасных 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.

В том случае, если при проведении диагностических замеров фактические сопротивления растяжению (сжатию) оказались меньше нормативных, в качестве основных прочностных характеристик металла трубы в расчетах трубопроводов используются их фактические значения с учетом коэффициентов.

В процессе эксплуатации элементов трубопроводов в них происходит постепенное накопление различного типа повреждений. Одним из наиболее распространенных типов повреждения является коррозионный-эрозионный износ, воздействие которого учитывается при выборе номинальной толщины стенки. В процессе эксплуатации канальная толщина стенки уменьшается, приближаясь к минимально допустимой. Другой тип повреждения связан с ухудшением механических характеристик материала и, как следствие, снижением допускаемого напряжения. Оба типа повреждения приводят к постепенному уменьшению допустимого внутреннего давления в трубопроводе. Допустимое давление не должно опускаться ниже рабочего. Допустимое давление определяется по формулам:

при ; (4.3)

при ; (4.4)

где t — толщина стенки трубы.

5 Типовая программа комплексного технического диагностирования нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений

5.1 Общие положения

Определение остаточного ресурса действующих трубопроводов производится на основании комплексного технического диагностирования, выполненного отдельно или в составе работ по экспертизе промышленной безопасности.

Программа комплексного технического диагностирования нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений имеет рекомендательный характер и отражает общие принципы, структуру и основные методические положения по проведению диагностики трубопроводов.

Для проведения комплексного технического диагностирования конкретных трубопроводов на основании технического задания Заказчика должна разрабатываться индивидуальная программа диагностирования, обеспечивающая получение и обработку необходимой и достаточной информации о техническом состоянии и функциональных возможностях объекта.

Методы диагностирования контролируемых параметров определяются нормативно-техническими документами, а при их отсутствии согласовываются заказчиком и экспертной организацией.

Объем работ по диагностированию каждого конкретного трубопровода в соответствии с рекомендациями настоящей типовой программы определяют специалисты и должностные лица Заказчика, при необходимости с привлечением экспертной организации, имеющей соответствующую лицензию.

Для выполнения технического диагностирования должны использоваться методики и аппаратура, регламентируемые для этих целей действующей нормативно-технической документацией с учетом требований проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на обследуемый объект.

Экспертиза промышленной безопасности выполняется специализированными экспертными организациями.

При проведении комплексного технического диагностирования или экспертизы промышленной безопасности трубопроводов следует руководствоваться требованиями действующих федеральных законов и нормативных документов:

ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (№ 116-ФЗ, введен в действие 21.07.97 г.).

ПБ 03-246-98 "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утверждены Госгортехнадзором России 06.11.98.

"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.98 № 24.

"Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса", согласованное с Госгортехнадзором России 25.12.92 г.

А также все нормативные документы, перечисленные в разделе 2.

Периодичность диагностики согласно РД 39-132-94 устанавливается в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков промысловых трубопроводов, 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 уточняется в зависимости от результатов предыдущего контроля.

Периодичность проведения испытаний устанавливается согласно РД 39-132-94.

Основной целью технического диагностирования является оценка текущего технического состояния объекта, оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации объектов, отработавших нормативный срок эксплуатации, выдача заключения о техническом состоянии и остаточном ресурсе безопасной эксплуатации по совокупности диагностируемых параметров.

Комплексное техническое диагностирование нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений предусматривает выполнение следующих основных этапов работ:

сбор и анализ информации, ознакомление с эксплуатационно-технической документацией;

контроль состояния защитного антикоррозионного покрытия;

контроль состояния основного металла труб трубопроводов;

контроль кольцевых сварных соединений трубопроводов;

акустико-эмиссионная диагностика участков трубопроводов;

исследование химического состава, механических свойств металлов и сварных соединений и их структуры (при необходимости);

обработка результатов обследования, разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации, ремонту или исключению из эксплуатации.

5.2 Сбор информации, ознакомление с эксплуатационно-технической документацией

При ознакомлении с технической документацией устанавливается ее комплектность, и собираются следующие сведения:

технические характеристики объекта - категория, протяженность, диаметр, рабочее давление и т.п.;

данные по изготовлению и монтажу трубопровода - проект, завод-изготовитель, монтажная организация, дата изготовления и монтажа, отступления от проекта в процессе сооружения, виды и результаты испытаний;

сведения о металле, толщина труб по сертификату;

сведения о технологии сварки и сварочных материалах;

данные о режиме эксплуатации трубопровода и виде транспортируемых продуктов;

данные о проведенных ранее обследованиях с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации или ремонту;

данные об авариях и отказах;

данные о проведенных ремонтах.

При анализе технической документации изучают паспортные данные трубопроводов, их схемы с указанием мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, установленных на трубопроводе, мест спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков. На данном этапе составляется карта объекта в виде эскиза и таблицы с указанием элементов, на которых в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее вероятно появление дефектов.

Следует изучить акты ревизии и отбраковки трубопроводов, удостоверения о качестве ремонтов трубопроводов (первичные документы, подтверждающие качество примененных при работе материалов и т.д.), акты периодического наружного осмотра трубопровода, акты испытания трубопровода на прочность и плотность, акты на ремонт и испытание арматуры, эксплуатационный журнал трубопроводов (ведется для трубопроводов, на которые не составляют паспорт). Изучению подлежат также журнал установки-снятия заглушек, заключения о качестве сварных стыков, журнал учета отказов.

При анализе условий эксплуатации трубопровода устанавливают соответствие оборудования его прямому назначению, определяют соответствие рабочей среды, температуры и давления паспортным данным.

При анализе планово-профилактических и ремонтных мероприятий необходимо получить информацию об объеме, характере в причинах проведенных ремонтных работ, уточнить физико-механические характеристики металла, его химический состав, микроструктуру на участках, подвергнутых ремонту. Требуется оценить интенсивность развития дефектов в элементах трубопровода.

Результаты анализа технической документации используют при выборе методов контроля и составлении индивидуальной программы обследования каждого трубопровода, включающей план обследования трубопровода, в том числе:

формулировку задач обследования;

карту трубопровода с указанием потенциально опасных участков;

методы и аппаратуру, использующиеся при обследовании;

порядок проведения обследования;

методы обработки результатов обследования и порядок их представления;

меры безопасности при проведении диагностирования.

Анализ технической документации должен завершаться составлением:

перечня проанализированной документации;

карты объекта в виде эскиза и таблицы с указанием элементов, которые в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее предрасположены к появлению повреждений и (или) отказам (в особенности скрытым, зависимым и внезапным);

базы данных по техническим параметрам трубопровода и (или) технического заключения по результатам анализа;

плана обследования трубопровода.

5.3 Внутритрубная диагностика нефтегазопромысловых трубопроводов

Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает Заказчик. Обследование может производиться на основании технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.