Методические указания по организации и исполнению программ диагностики промысловых трубопроводов Компании (стр. 2 )

14.9        Требования безопасности при проведении ультразвукового контроля        93

14.10        Требования по обеспечению безопасности производства работ по внутритрубной диагностике        93

Требования к подрядным организациям, персоналу и оборудованию        96 Обзор действующей нормативной документации Федерального уровня, регулирующей вопросы технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности        99 Краткое описание внутритрубных средств очистки трубопроводов        107 Краткое описание внутритрубных средств диагностики        108 Значения коэффициентов надежности по нагрузке        109 Расчёт остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов по методике ОСТ 153-39.4-010-2002        111 Методика расчета НДС трубопроводов        115 Расчетные схемы для дефектов типа потеря металла коррозионного происхождения        125 Алгоритм выполнения работ по внутритрубной диагностике промыслового трубопровода        132 Методика определения срока и условий безопасной эксплуатации основного металла и сварных соединений труб с дефектами        133 Форма представления результатов расчёта сроков безопасной эксплуатации трубопровода        147 Рекомендуемое содержание и форма договора по ВТД        148

Область применения Настоящий методический документ является составной частью СК-01.06.06 «Управление целостностью трубопроводов» (далее – СК-01.06.06). Методический документ устанавливает правила организации проведения работ по техническому диагностированию, экспертизе промышленной безопасности, определению остаточного ресурса и назначению сроков безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов Компании в зависимости от уровня рисков при эксплуатации. Положения настоящего методического документа подлежат соблюдению в Компании и ее структурных подразделениях с момента введения методики в действие. Настоящий методический документ рекомендуется для применения в дочерних и зависимых обществах Компании. Методический документ распространяется на стальные трубопроводы диаметром более 89 мм без внутренних защитных покрытий системы промысловых трубопроводов нефтедобывающих объектов Компании, попадающих под действие РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» [14], поднадзорных Ростехнадзору, в которую входят:

выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок; нефтесборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы); нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и дожимных насосных станций (ДНС) до центральных пунктов сбора (ЦПС); внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на объектах его подготовки; нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора и подготовки нефти до сооружений магистрального транспорта; трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более; водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (кустовой насосной станции); газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до потребителей; газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи; газопроводы для по дачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи; газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта; ингибиторопроводы для подачи и нгибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Методический документ не распространяется на промысловые трубопроводы, транспортирующие среды с содержанием сероводорода парциальным давлением свыше 10 000 Па. Методический документ предназначен для подразделений и организаций:

эксплуатирующих промысловые трубопроводы и являющихся заказчиком их технического диагностирования и проведения экспертизы промышленной безопасности; выполняющих работы по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности промысловых трубопроводов на объектах Компании; проводящих обучение и проверку знаний персонала, выполняющего работы по техническому диагностированию промысловых трубопроводов на объектах Компании.

Настоящий методический документ не является документом, содержащим коммерческую тайну Компании, и предназначен для распространения, в том числе, среди контрагентов Компании. Нормативные ссылки*

СК-01.06.06 Управление целостностью трубопроводов

КТ-004 Термины и сокращения

Термины и определения

В методическом документе используются термины, определенные в каталоге КТ-004, а также следующие локальные термины и определения:

аномалия (применительно к ВТД): зарегистрированная при контроле трубопровода индикация дефектоскопа, связанная с отклонением от нормы параметров труб, сварных швов, влиянием энергетических полей, состоянием внешних материальных объектов (по отношению к дефектоскопу).

Примечание - Аномалии (в отличие от фоновых индикаций) требуют дальнейшего анализа и должны быть классифицированы, как дефекты, допустимые дефекты (несовершенства) или особенности.

вероятностный остаточный ресурс работоспособности: продолжительность сохранения объектом работоспособного состояния с момента диагностирования, определенная с заданной вероятностью.

вмятина: местное уменьшение проходного сечения трубы без излома оси трубопровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.

внутритрубная диагностика (ВТД): комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.

внутритрубный инспекционный прибор (ВИП): устройство, перемещаемое внутри нефтепровода потоком перекачиваемого продукта или механическим способом, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах стенки нефтепровода и сварных швов.

глубина дефекта: наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.

гофр (гофра): уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси трубопровода.

дефект: отклонение параметров (характеристик) трубопровода или его элемента от требований, установленных нормативно-технической документацией.

дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК): комплекс работ, проводимых снаружи трубопровода с целью уточнения параметров дефектов участка трубопровода после выполнения внутритрубной дефектоскопии.

дефект (применительно к ВТД): аномалия, допускающая однозначную идентификацию (отнесение к определенному типу) и определение характерных размеров, не отвечающих требованиям нормативных документов.

Примечание - В настоящем документе может употребляться в обобщенном смысле для обозначения произвольного несовершенства формы, повреждения металла и т. п.

дефектный стык: кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.

длина дефекта (применительно к ВТД): используемое для оценки дефектов расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта.

заключение экспертизы промышленной безопасности: документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности, оформленный в соответствии с ПБ 03-246-98 [6].

заказчик: организация - владелец трубопровода или организация, действующая в интересах владельца трубопровода, приобретающая на основании Договора услуги по внутритрубной диагностике трубопроводов.

индикация дефектоскопа: результирующий выходной сигнал измерительного тракта внутритрубного дефектоскопа.

Примечание - В процессе обработки индикации разделяются на фоновые и аномальные (аномалии).

интерпретация данных: процедура анализа и обработки данных, полученных в результате внутритрубной диагностики.

калибровочное устройство: внутритрубное устройство, предназначенное для оценки соответствия геометрических параметров внутренней полости трубопровода требованиям для пропуска дефектоскопов.

контроль технического состояния: проверка соответствия значений параметров трубопровода требованиям технической документации с определением видов технического состояния (исправное, неисправное, работоспособное и т. д.).

камеры пуска и приема средств очистки и диагностики (КППСОД): оборудование, предназначенное для ввода средств очистки и ВИП в трубопровод и их извлечения из трубопровода.

классические (нетрещиноподобные) дефекты: дефекты, имеющие конечный (ненулевой) радиус закругления в вершине.

комбинированный дефект: два и более близкорасположенных дефекта и/или несовершенства, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта и/или несовершенства до границы другого дефекта/несовершенства меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

контрольный пункт: точка на поверхности земли над осью трубопровода, используемая для контроля прохождения средств очистки и диагностики.

маркерный пункт: точка на поверхности земли над осью трубопровода, используемая для установки наземной маркерной системы во время пропуска ВИП.

наземная маркерная система: устройство, устанавливаемое на маркерных пунктах для приема/передачи сигналов ВИП с целью точной привязки диагностических данных по трассе трубопровода (включая прием/передачу сигналов спутниковых навигационных систем GPS/Глонасс).

неразрушающий контроль: контроль качества продукции, при котором не нарушается пригодность контролируемых объектов, в т. ч., технических устройств и сооружений, к применению и эксплуатации.