Приложение Н. Методика приборного обследования подземных трубопроводов

Приложение Н

Методика приборного обследования подземных трубопроводов

Н.1 Общие положения

В процессе эксплуатации подземных трубопроводов следует периодически проводить диагностические обследования разными методами в целях оценки состояния труб, соединений, изоляционного покрытия и динамики почвенной коррозии.

Вид и объем диагностических обследований участков трубопроводов определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и результатов комплекса предыдущих обследований.

Обследования участков трубопроводов проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания. Также допускается привлекать стороннюю организацию, имеющую соответствующие разрешительные документы.

Периодичность диагностических обследований устанавливается в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, но она не должна быть реже:

- одного раза в год для трубопроводов категории I;

- одного раза в два года - категории II;

- одного раза в четыре года - категории III;

- одного раза в восемь лет - категории IV.

Срок последующего обследования может уточняться в зависимости от результатов предыдущего обследования.

Н.2 Методы неразрушающего контроля подземных трубопроводов

Оценка состояния контролируемого участка трубопровода может осуществляться одним или несколькими методами неразрушающего контроля, классифицированными по ГОСТ 20911, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого участка и требуемых полноты и надежности контроля. Основными методами контроля участков трубопроводов являются:

- ультразвуковой (ГОСТ Р 55724);

- радиографический (ГОСТ 7512);

- акустический (ГОСТ Р 55724).

В качестве вспомогательного метода контроля допускается использовать магнитопорошковый метод.

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.

Работы по диагностированию участков трубопроводов выполняются с применением портативных приборов неразрушающего контроля, передвижных лабораторий дефектоскопии и стационарных лабораторий с необходимым приборным обеспечением.

При определении коррозионного износа трубопроводов используют ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля.

При проведении диагностических обследований состояния внутренней поверхности трубопроводов методом ультразвуковой толщинометрии следует руководствоваться указаниями раздела 22.

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

- на обследуемом трубопроводе выделяются однородные по условиям коррозии участки;

- на каждом выделенном участке определяются места расположения контрольных отрезков длиной от 3,5 до 4,0 м, исходя из условий доступности и равномерности расположения. В среднем один контрольный отрезок должен приходиться на 500 м контролируемого участка трубопровода;

- на каждом контрольном отрезке проводятся подготовительные работы, включая вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;

- проводятся соответствующие измерения и обработка результатов;

- выполняются 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.

При обнаружении изменений структуры и свойств металла элементов трубопровода следует использовать электромагнитные структуроскопы.

При определении местоположения утечек в трубопроводах следует использовать акустический метод контроля.

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

При неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образцами, изготовленными в соответствии с рекомендациями по применению методов контроля.

Контроль качества наружных изоляционных покрытий подземных трубопроводов проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602. Шурфованию подлежат участки, на которых наиболее высока вероятность коррозии, оцениваемая по разным признакам.

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

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. Количество измерений должно быть достаточным 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.

Сварные соединения на участках трубопроводов с толщиной стенок труб от 6 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).

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

Для проведения визуального контроля сварного соединения следует применять оптические приборы с увеличением до .

При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель.

Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа.

Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом используют эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы.

Для настройки аппаратуры при ультразвуковом контроле должны изготовляться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диаметру и толщине труб и соединительных деталей.

Для контроля твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб используют электромагнитный метод.

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.

Результаты контроля должны быть зафиксированы в 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 эксплуатирующей организации.

В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:

- наименование трубопровода;

- координаты контролируемого участка;

- диаметр, толщина стенки трубопровода, материал трубы;

- 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 выдачи заключения;

- фамилия и подпись дефектоскописта;

- фамилия и подпись руководителя контрольной службы.

Отбраковка труб осуществляется комиссией, назначенной и утвержденной в установленном порядке.

Фланцы отбраковывают:

- при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей;

- наличии раковин, трещин и других дефектов;

- уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.

Литые изношенные корпуса задвижек, вентили, клапаны и литые детали трубопроводов отбраковывают:

- если уплотнительные элементы износились настолько, что не обеспечивают ведения технологического процесса, и отремонтировать или заменить их невозможно;

- если толщина стенки достигла значений, равных или меньших соответствующих отбраковочных значений.

Н.3 Приборное обследование подземных трубопроводов

В процессе диагностирования трубопровод с наружной изоляцией должен проходить приборное обследование. При приборном обследовании проводится проверка состояния изоляционного покрытия, отсутствия утечек, состояния стенок трубы, состояния и наличия средств ЭХЗ, глубины и местонахождения трубы. Определение оси трубопровода и глубины заложения можно проводить в любое время года. Для того чтобы найти место утечки или место повреждения, необходимо, чтобы земля была не мерзлой. Поэтому приборное обследование проводят после оттаивания грунта ниже глубины заложения трубы.

Для приборного обследования трубопроводов из ВЧШГ применяют те же приборы, что и для обследования стальных трубопроводов: установка контроля изоляции подземных трубопроводов и кабелей, аппаратура нахождения повреждений изоляции.

До начала приборного обследования проводят анализ проектной и исполнительной документации. При приборном обследовании проводят обход трассы трубопровода и по показаниям прибора намечают места шурфования. После вскрытия трубопровода проводят шурфовое обследование трубопровода и устанавливают причину индикации прибором - наличие течи, поперечные коммуникации, повреждения изоляции.

Приборное обследование основано на том, что на трубопровод подается напряжение с высокой частотой от высокочастотного генератора. Повреждение изоляции, утечка жидкости, поперечные коммуникации вызывают искажения электромагнитного поля вокруг трубы, а также возникновение разности потенциалов на поверхности земли над трубопроводом.

Данное искажение или разность потенциалов обнаруживают высокочувствительные приемники при прохождении над трассой.

Н.4 Приборное обследование

Н.4.1 Подготовка аппаратуры

При приборном обследовании трубопровода от скважины (выкидной линии) или трубопровода к автоматической групповой замерной установке или к другому сооружению конец трубопровода следует отключить от сооружения, для того чтобы сигнал от высокочастотного генератора не растекался по другим коммуникациям.

Трубопровод с соединением типа RJ следует заполнить продукцией (жидкость с содержанием хлористого натрия не менее 3%). Трубопроводы с соединениями, обеспечивающими электрический контакт труб между собой, не требуют заполнения жидкостью.

Первый выход генератора подключают к трубопроводу, второй заземляют. Если трубопровод с соединением типа RJ имеет внутреннее изоляционное покрытие, то соединение с выходом генератора следует осуществлять через металлический пруток, погруженный в жидкость. Остальные этапы подготовки аппаратуры проводят в соответствии с инструкцией к аппаратуре.

Н.4.2 Определение оси трассы трубопровода

Н.4.2.1 Метод максимального сигнала

При использовании данного метода магнитная антенна располагается в горизонтальном положении, направление ее оси и направление перемещения выбирают перпендикулярными к оси трубопровода. Над центром трассы трубопровода будет иметь место максимальная интенсивность звука в головных телефонах и максимальные показания индикатора приемника. Если в этом положении антенну развернуть на 90°, то ось антенны совместится с осью трассы, а сигнал антенны примет минимальное значение.

Процесс поиска по максимуму сигнала приведен на рисунке Н.1.

Н.4.2.2 Метод минимального сигнала

При использовании данного метода ось стержня магнитной антенны фиксируется в вертикальном положении. Перемещение антенны осуществляют, как и в первом случае, перпендикулярно к оси трассы. При расположении антенны на поверхности земли над осью трубопровода наблюдается резко выраженный минимум сигнала, поэтому этот метод определения оси трассы считается более точным, однако предварительное определение расположения трассы удобнее делать по методу максимального сигнала. Следует учитывать, что при искаженной форме магнитного поля подземного объекта точки максимума и минимума сигналов могут не совпадать. Искажения формы поля могут быть вызваны или непрямолинейным расположением самого исследуемого объекта (например, вблизи изгибов трассы), или магнитным полем от близкорасположенных токопроводящих конструкций.

Процесс поиска по минимуму сигнала приведен на рисунке Н.2.

Н.4.3 Определение глубины залегания трубопровода

Глубина залегания - это расстояние от поверхности земли до оси трубопровода.

Для определения глубины залегания трубопровода сначала следует определить его расположение и направление методами, описанными выше. Корпус магнитной антенны фиксируют в положение, чтобы его ось составляла с вертикалью угол 45° ("метод 45" - рисунок Н.3) и перемещают перпендикулярно к оси трассы. Правильным положением магнитной антенны является такое, когда нижний конец стержня направлен к оси трассы.

Необходимо определить точку, в которой сигнал проходит через минимум (линии магнитного поля располагаются перпендикулярно к антенне). Расстояние от оси трассы до точки минимума будет равно расстоянию от поверхности земли до оси подземного проводника. Если магнитное поле искажено, точки минимума по обе стороны трассы могут располагаться несимметрично и точное определение глубины залегания будет невозможно. Еще одной причиной неточности метода, как видно из рисунка Н.3, является положение магнитной антенны над землей. Ее следует держать как можно ниже к поверхности земли.

Н.4.4 Определение мест повреждения изоляции и мест утечек жидкости

При этом обследовании для измерения потенциала используют два электрода у двух операторов, движущихся на расстоянии от 3 до 5 м друг от друга над трубопроводом. Электроды операторов соединяются экранированным сигнальным проводом из комплекта установки (рисунок Н.4). Чтобы не держать провода в руках, предусмотрены два пояса с контактными зажимами. При этом возможны три различных варианта измерения потенциала.

В первом случае операторы используют контактные электроды, закрепленные на ногах. Это удобно при обследовании протяженных участков трасс. Первый оператор может использовать один из приемников с подключенной магнитной антенной для уточнения расположения трассы. На обуви оператора закрепляют электроды, которые подключены экранированным проводом к приемнику второго оператора. К приемнику подключены и электроды второго оператора. Приемник измеряет потенциал на поверхности земли.

Во втором варианте обследования участка измерение потенциала проводится штырями, которые операторы при движении втыкают в землю на 2 см. Способ с ручными штырями может быть полезен при быстром обследовании локальных участков.

В третьем варианте для измерения потенциала используется собственная емкость операторов относительно земли. Этот вариант можно использовать, если сопротивление грунта достаточно высокое (сухой песчаник, асфальтовое или бетонное покрытие). В качестве датчиков потенциалов на поверхности грунта служит собственная емкость операторов относительно земли. Стержни при этом не втыкают, а просто держат руками.

Методика обследования изоляции и мест утечек одинакова для всех трех способов подключения датчиков. Сначала на объект подают напряжение сигнальной частоты от генератора установки. Обследование изоляции и мест утечки осуществляется двумя операторами. Каждый из операторов подключает токосъемники и приемники в соответствии с инструкцией к прибору и вариантом обследования.

Первый оператор, используя магнитную антенну, движется вдоль оси трассы. Второй оператор идет вслед за первым и с помощью приемника непрерывно следит за изменением сигнала потенциала относительно фонового значения.

Положение аттенюатора приемника второго оператора подбирается так, чтобы стрелка микроамперметра находилась в первой трети шкалы.

По мере приближения операторов к дефекту изоляции или месту утечки наблюдается постепенное нарастание сигнала. Максимальный сигнал второго приемника будет иметь место тогда, когда первый оператор будет находиться точно над местом утечки тока через повреждение в изоляции или утечку жидкости. При дальнейшем движении вдоль трассы сигнал уменьшается, и в момент, когда оба оператора находятся на одинаковом расстоянии от дефекта, сигнал будет наименьшим. В этом случае оба оператора находятся в точках на поверхности земли, имеющих одинаковый потенциал. При дальнейшем движении операторов показания прибора у второго оператора опять возрастают и достигают максимума, когда второй оператор находится над дефектом. Таким образом, при движении второго оператора вслед за первым один и тот же дефект дважды проявляется в виде повышения детектируемого вторым прибором сигнала относительно фонового значения.

При близкорасположенных нескольких местах утечки их выделение друг от друга может быть затруднительно. В таких случаях для более точной локации применяют метод поперечного относительно трассы расположения электродов. В этом случае первый оператор перемещается по оси трубопровода. Второй оператор перемещается параллельно оси трассы на расстоянии длины сигнального провода.

Место утечки или повреждения изоляции определяют по максимальному сигналу второго селективного индикатора. Максимальный сигнал появляется, когда первый оператор находится точно над местом утечки или повреждения изоляции.

В том случае, если состояние изоляционного покрытия трубопровода таково, что на всем протяжении трубопровода индицируются аномалии, то при обходе трассы для установления мест утечек применяются течеискатели.

Н.5 Обследование состояния трубопровода в шурфах

Места аномалий, установленные при приборном обследовании, отмечают на трубопроводе колышками и в этих местах проводят вскрытие трубопровода в целях проведения шурфовых обследований.

В состав работ по оценке технического состояния трубопровода в шурфах входят:

- проверка герметичности;

- определение состояния изоляционного покрытия;

- определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы;

- определение физико-механических свойств металла трубы (при необходимости);

- измерение защитного потенциала;

- определение блуждающих токов.

Результаты обследования заносят в протокол осмотра шурфа.

По результатам диагностирования выносят заключение о техническом состоянии трубопровода, определяют условия и срок дальнейшей эксплуатации трубопровода.

Приборы и аппаратура, рекомендуемые для выполнения технического диагностирования трубопроводов:

- газоанализаторы;

- течеискатели;

- трассоискатели;

- аппаратура для поиска дефектов изоляционного покрытия;

- приборы для контроля состояния изоляционного покрытия;

- приборы для контроля параметров ЭХЗ;

- приборы для определения физических и физико-механических свойств трубы.