Пупченко Игорь Николаевич Первый заместитель генерального директора — главный инженер АО «Самаранефтегаз»

Кинчаров Александр Иванович Начальник отдела наземной инфраструктуры управления инжиниринга и надежности продукции для нефтяных и газовых месторождений АО «ОМК»

Оценка технического состояния трубопроводов проводится в целях повышения надежности и безопасности эксплуатации трубопроводных систем. В зависимости от условий эксплуатации, назначения и срока службы трубопровода выполняются следующие мероприятия по оценке технического состояния: контрольные осмотры; ревизии (включая техническое диагностирование); внутритрубные инспекции (ВТИ); экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) [2].

В настоящий момент протяженность действующего трубопроводного парка АО «Самаранефтегаз» составляет более 7 тыс. км трубопроводов различного назначения. В эксплуатации используются трубопроводы диаметром от 60 до 500 мм. Срок службы большей части трубопроводов превышает 10 лет.

Ввиду необходимости продления срока безопасной эксплуатации парка трубопроводов, отработавших нормативный срок службы, а также в целях предотвращения попыток хищения продукции путем несанкционированного отбора жидкости из трубопроводов необходимо своевременно проводить технологические мероприятия по повышению надежности трубопроводов.

Недопустимые дефекты и непригодные для эксплуатации участки трубопровода определяются на основе анализа отказов и по результатам проведенных мероприятий внутритрубной инспекции. Рассмотрим мероприятия по внутритрубной инспекции более подробно. Основными целями проведения внутритрубной инспекции являются:

• определение местонахождения дефектов стенок трубопровода, связанных с потерей металла (внутренней и внешней коррозии, язв, питтингов);
• обнаружение дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр и сужений);
• обнаружение дефектов в поперечных сварных швах;
• обнаружение неприварных элементов трубопровода (кожухов, опор, не приварных муфт);
• выявление мест несанкционированного отбора продукции;
• составление перечня раскладки линейной части, диагностируемого участка трубопровода.

Внутритрубной инспекции подлежат нефтегазосборные, напорные трубопроводы, нефтепроводы внешнего транспорта, газопроводы без внутреннего покрытия, трубопроводы с номинальным диаметром 200 мм и более. Трубопровод должен быть оборудован КПП СОД, для приема ВИС» [3].

Конечно, внутритрубная инспекция трубопровода может быть проведена только при наличии соответствующих технических и технологических возможностей. Так, камеры пуска и приема очистных устройств (КППОУ) должны позволять обеспечивать прохождение диагностических снарядов, т.е. линейные размеры камер должны вмещать диагностический снаряд.

Вместе с тем на сегодняшний день 85% очищаемых трубопроводов в АО «Самаранефтегаз» оборудованы малогабаритными КППОУ производства ООО «Синергия-Лидер». Проведение внутритрубной инспекции трубопроводов, оборудованных камерами данного производителя, не предоставляется возможным ввиду недостаточных линейных размеров. Размеры камеры пуска и приема не позволяют вместить малогабаритный диагностический снаряд в ее полость, соответствующий заявленным требованиям. Эта проблема уже давно требовала решения. От АО «Самаранефтегаз» в адрес изготовителя малогабаритных камер был направлен запрос о модернизации КППОУ и удлинении камер до размеров, позволяющих вмещать диагностический снаряд.

В результате совместной работы инженеров Общества и ООО «Синергия-Лидер» решение проблемы было найдено. Нам удалось разработать дополнительное оборудование, входящее в состав камеры пуска и приема очистных устройств, названное вставкой-удлинителем КППОУ (рис. 1, 2): на камеру пуска и камеру приема очистных устройств с помощью резьбового соединения монтируется вставка-удлинитель соответствующего типоразмера. Применение данного оборудования позволяет увеличить линейные размеры камеры до размеров, позволяющих без особых сложностей вмещать диагностический снаряд.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ВСТАВОК-УДЛИНИТЕЛЕЙ

По результатам работы инженеров Общества и ООО «Синергия-Лидер» на одном из трубопроводов АО «Самаранефтегаз» были проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) по запуску и приему имитатора диагностического устройства диаметром 168 и длиной 2000 мм (рис. 3). Испытания проводились при давлении в трубопроводе, равном 0,65 МПа, и расходе жидкости – 20 м³/час. Результат ОПИ был признан удовлетворительным.

После проведения испытаний изготовителю были выданы рекомендации по доработке вставок-удлинителей, а также было одобрено применение данной разработки на камерах пуска и приема очистных устройств данного производителя

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. http://www.rosneft.ru
2. Стандарт компании «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов на объектах ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» № П1-01.05 С-0038 версия 1.00, утвержденная приказом ОАО «НК «Роснефть» от 20.09.2013 №422
3. Технологическая инструкция Компании «Оценка технического состояния промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» № П1-01.05 ТИ-0023 версия 1.00, утвержденная приказом ОАО «НК «Роснефть» от 01.11.2012 №595. http://sinlid.ru