Производство, терминология, безопасность

Комплексный подход к диагностике

Внутритрубная диагностика нефтепроводной системы КТК - прошлое, настоящее, будущее

Транспортировка больших объемов такого экологически агрессивного продукта, как нефть, требует особого внимания к вопросам сохранения целостности магистральных трубопроводов и предупреждения аварий на них. Внутритрубная диагностика —стратегическое направление в сфере безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов. О том, как эта работа организована в КТК, рассказывает старший инженер по аварийно-восстановительным и ремонтным работам на линейной части Александр Степанов.


КИЛОМЕТРЫ СТАЛЬНОЙ МАГИСТРАЛИ 

— Прежде всего необходимо сказать несколько слов об общей характеристике нефтепровода КТК, — говорит Александр Степанов. — Линейная часть транспортной системы Тенгиз — Новороссийск состоит из 1511 км трубопровода диаметром 1000 мм. Участок от НПС «Тенгиз» до НПС «Атырау» смонтирован из труб Челябинского трубопрокатного завода и был введен в эксплуатацию в 2012–2014 годах в рамках Проекта расширения. 

Следующий по движению нефти участок — от НПС «Атырау» до НПС «Комсомольская» — действует с 1989 года. Его построили из труб отечественного и японского производства в составе объектов нефтепровода Тенгиз — Гурьев — Астрахань — Грозный. 

В 2001 году после ремонта и проведения гидравлических испытаний с целью проверки и назначения разрешенного рабочего давления этот участок стальной артерии начал работу в составе нефтепровода Тенгиз — Новороссийск. 

— Работы по повышению надежности магистрали между НПС «Атырау» и НПС «Комсомольская» в последующем продолжались, — отмечает Александр Геннадьевич. — Так, по результатам внутритрубной диагностики 2001–2006 годов была организована замена изоляции с одновременным выборочным ремонтом. В частности, в период с 2002 по 2015 год на данном участке было установлено более 6 тыс. ремонтных конструкций. 

Нефтепровод между НПС «Комсомольская» и НПС «Кропоткинская» смонтирован из труб Волжского трубного завода, участок до Морского терминала состоит из труб итальянского производства. Оба они введены в эксплуатацию в 2001 году. 

Стоит добавить, что в общей протяженности — 1511 км — не учитывается отвод от нефтепровода КТК до трубопроводной системы АО «КазТрансОйл».  Длиной чуть более километра и диаметром 700 мм, он был введен в эксплуатацию в 1988 году в составе нефтепровода Тенгиз — Гурьев - Астрахань — Грозный. Первоначально данный участок нефтепровода использовался для перекачки нефти с Тенгизского месторождения до НПС «Атырау» системы «КазТрансОйл». В 2001 году он был реконструирован и вошел в состав трубопроводной системы Консорциума двумя участками: участком от НПС «Тенгиз» до НПС «Атырау» (КТК) длиной 204 км, который был заменен в рамках Проекта расширения, и отводом от 203-го км до НПС «Атырау» («КазТрансОйл») длиной 1178 м, который эксплуатируется до настоящего времени. 



НАДЕЖНЫЙ ПАРТНЕР 

— С самого начала эксплуатации трубопроводной системы Консорциума серьезное внимание уделялось контролю технического состояния линейной части магистрального нефтепровода. И конечно, важной составляющей этой работы является внутритрубная диагностика, — подчеркивает Александр Степанов. 

Участок Тенгиз — Атырау (который был введен в эксплуатацию в 2012–2014 годах) проходил комплексное обследование ультразвуковыми и магнитными снарядами в 2016 и 2019 годах. От НПС «Атырау» до НПС «Астраханская» участок нефтепровода обследовался различными видами снарядов в 2001, 2003, 2006, 2010, 2015 и 2019 годах. 

Магистраль от НПС «Астраханская» до НПС «Комсомольская» диагностировалась различными видами снарядов в 2003, 2009, 2010, 2014, 2015, 2016, 2018 годах, от НПС «Комсомольская» до НПС‑4 — в 2002, 2003, 2008, 2012, 2014, 2016, 2017 годах, от НПС-4 до НПС «Кропоткинская» — в 2002, 2003, 2008, 2012, 2016, 2017 годах и участок НПС «Кропоткинская» — Морской терминал — в 2002, 2003, 2009, 2012 и 2017 годах. 

С 2015 года работы по внутритрубной диагностике нефтепровода Тенгиз— Новороссийск осуществляет дочернее общество ПАО «Транснефть» — АО «Транснефть-Диаскан». Это безусловный лидер данного вида услуг на территории Российской Федерации. Компания создана в 1991 году в городе Луховицы Московской области, в ее названии объединены слова «диагностика» и «сканирование». «Диаскан» успешно реализует полный спектр задач: получение и оценку информации о техническом состоянии трубопроводов, определение безопасных технологических режимов их эксплуатации, заключение о необходимости ремонта, а также решает вопросы методического, нормативного, технического и технологического характеров. 

В АО «Транснефть-Диаскан» есть собственное конструкторское бюро, в котором разрабатывают дефектоскопы, и сборочно-монтажный цех, где эти приборы собирают, ремонтируют и обслуживают. Также на собственной базе предприятие производит все необходимые комплектующие и запасные части для дефектоскопов и очистного оборудования, обеспечивая полный цикл их создания и последующего ремонта. 

«Диаскановцы» самостоятельно занимаются разработкой электронных блоков и программного обеспечения, выпускают металлические, полиуретановые и другие изделия. 

На предприятии действует испытательная лаборатория, где на специальном стенде трубы циклически нагружают внутренним давлением и изгибающим моментом и выявляют срок их долговечности. 

— Выбор в пользу сотрудничества с АО «Транснефть-Диаскан» обусловлен не только наличием у него серьезной технической и научной базы, но и богатым опытом тесной работы с данной компанией и ее специалистами. Достаточно сказать, что в общей сложности АО «Транснефть-Диаскан», с учетом неоднократно проинспектированных участков, продиагностировало 

в КТК уже более 3 тыс. км трубопроводов, — отмечает Александр Степанов. 



ПЯТЬ ПРИБОРОВ 

Предприятие «Транснефть-Диаскан» располагает обширной линейкой диагностических приборов для трубопроводов всех диаметров. Профилемер определяет такие дефекты геометрии, как сужения сечения и вмятины. Ультразвуковой дефектоскоп WM определяет толщину стенки, потери металла и расслоения. Магнитный дефектоскоп MFL контролирует состояние и наличие приварных элементов, кожухов трубопроводов и других конструкций. 

АО «Транснефть-Диаскан» постоянно работает над повышением точности и расширением возможности приборов. До 2018 года внутритрубная диагностика в КТК осуществлялась тремя видами приборов: профилемером, ультразвуковым (WM) и магнитным (MFL) дефектоскопами. С 2018 года в КТК осуществляется комплексная диагностика пятью видами внутритрубных снарядов. Добавились такие приборы, как магнитный дефектоскоп TFI и ультразвуковой дефектоскоп СD. TFI позволяет более точно выявлять продольно ориентированные дефекты, в том числе дефекты сварных швов, риски и приварные элементы. СD более эффективно диагностирует продольно ориентированные особенности металла стенки трубы, такие как риски расслоения и ручейковую коррозию. 

С 2019 года в КТК вместо привычного профилемера стал применяться снаряд ОПТ, дополнительно фиксирующий изменение пространственного положения нефтепровода, что в дальнейшем дает возможность выявления участков с напряженно-деформированным состоянием. Также указанный прибор позволяет более точно определять наличие на трубопроводе кривых горячего и холодного гнутья, участков с естественным изгибом и криволинейностью, которые также могут являться потенциальными источниками напряженно-деформированного состояния. 

Участок НПС «Астраханская» — НПС «Комсомольская» стал первым, где в 2018 году была проведена комплексная диагностика пятью видами приборов. Снаряд ОПТ в составе комплексной диагностики впервые был применен на участке НПС «Тенгиз» — НПС «Атырау». Такой выбор был не случаен, поскольку участок НПС «Атырау» — НПС «Астраханская» эксплуатируется более 30 лет, имел период консервации и требует повышенного внимания. 



ВМЕСТЕ С АКЦИОНЕРАМИ 

Усовершенствование и расширение возможностей внутритрубных инспекционных приборов позволило выявлять гораздо большее количество дефектов, отраженных в отчетах по диагностике, в том числе ранее не выявлявшиеся дефекты, например, такие как дефекты продольного шва и риски во вмятинах. Все это дает возможность провести более глубокий анализ, выявить тенденции развития дефектов и изменения технического состояния нефтепровода. Динамика увеличения количества устраняемых ежегодно дефектов говорит о повышении качества внутритрубной диагностики и совершенствовании технических характеристик приборов. В 2017 году был устранен 81 дефект, в 2018 году — 109 дефектов, в 2019 году — 299 дефектов. 

— Наше сотрудничество с АО «Транснефть-Диаскан» взаимовыгодно, потому что мы учимся друг у друга. Дело в том, что КТК часто ставит перед АО «Транснефть-Диаскан» нестандартные задачи, основанные на опыте применения практик и методик компаний — акционеров КТК, — подводит итог Александр Степанов. 

В настоящее время специалисты Департамента эксплуатации разработали и представили на техническую экспертизу план дальнейшей поэтапной замены участков нефтепровода в 2022–2027 годах в целях повышения надежности линейной части нефтепровода Тенгиз — Новороссийск и увеличения объемов перекачки нефти. В этой работе был применен комплексный подход в вопросах диагностики и устранения дефектов, учтены практики и методики ведущих нефтегазовых компаний мира. 


Еще по теме:

«Транснефть – Диаскан»: запатентован способ обнаружения питтинговой коррозии В фокусе
«Транснефть – Диаскан»: запатентован способ обнаружения питтинговой коррозии
АО «Транснефть – Диаскан» и ПАО «Транснефть» стали правообладателями патента № 2714868 на изобретение «Способ обнаружения питтинговой коррозии»
Узнать больше
Компания В фокусе
Компания "КазТрансОйл" заменила 2100 км магистрального нефтепровода
АО «КазТрансОйл» завершило выполнение производственной программы на 2015-2019 годы.
Узнать больше

Наш сайт использует файлы cookie. продолжая пользоваться сайтом, вы соглашаетесь на использование нами ваших файлов cookie.