Как предотвращать аварии без остановки транспортировки нефти.
Благодарим Управление информационной политики ПАО «Татнефть» им В.Д. Шашина за предоставление данного материала.
В «Альметьевнефти» завершается масштабный проект по диагностике напорного нефтепровода ДНС-650 — САТП, пишет газета «Нефтяные вести». Специалисты управления используют современный метод внутритрубного обследования, позволяющий находить скрытые дефекты, угрожающие целостности конструкции. Эта технология помогает предотвращать аварии без остановки транспортировки нефти.
Кроме портала, мы предлагаем вам и альманах «Управление производством». Все самое интересное и уникальное мы публикуем именно в нем. 300+ мощных кейсов, готовых к использованию чек-листов и других полезных материалов ждут вас в полном комплекте номеров. Оформляйте подписку и получайте самое лучшее!
Нефтепроводы, как кровеносные сосуды, постоянно подвергаются нагрузкам. Со временем на внутренних стенках образуются вмятины, коррозия и другие повреждения, способные привести к разрывам трубы. Традиционные методы диагностики требовали остановки работы и вскрытия труб, но сегодня в «Альметьевнефти» применяют более эффективный способ — внутритрубную диагностику (ВТД).
«Мы делаем ставку на опережающий контроль состояния трубопроводов, — говорит начальник ЦДНГ-1 НГДУ «Альметьевнефть» Ильдар Сираев. — Внутритрубная диагностика позволяет нам не просто реагировать на уже возникшие проблемы, а заранее прогнозировать возможные риски и планировать ремонтные работы без аварийных остановок производства».
Для обследования нефтепровода ДНС-650 — САТП специалисты УДНГ привлекли экспертов, которые использовали внутритрубный инспекционный снаряд-дефектоскоп. Это высокотехнологичное устройство движется вместе с потоком нефти, сканируя внутреннюю поверхность трубы с хирургической точностью.
Главной особенностью дефектоскопа является его «чувствительность» — он способен обнаружить малейшие изменения геометрии трубопровода: от микроскопических вмятин и овальностей до опасных гофр и сужений. Но как именно работает это устройство?
Сердцем системы является профилемер — сложный механизм, оснащенный сенсорами, равномерно расположенными по окружности устройства. Каждый сенсор представляет собой рычаг с датчиком Холла, который работает по принципу человеческого осязания. Когда профилемер движется по трубе, эти «щупальца» постоянно контактируют с внутренней поверхностью, фиксируя малейшие неровности.
При обнаружении дефекта рычаг отклоняется, а датчик Холла преобразует это механическое движение в электрический сигнал. Полученные данные мгновенно анализируются и сопоставляются с показаниями других сенсоров, создавая точную карту внутренней поверхности трубопровода.
Но профилемер не единственный «орган чувств» диагностического комплекса. Устройство оснащено низкочастотным передатчиком (22 Гц) для точного определения местоположения устройства в трубопроводе; гироскопической стабилизацией, которая учитывает изменения положения снаряда; одометром, измеряющим пройденное расстояние.
Особенно важно, что система работает без остановки перекачки нефти, обеспечивая непрерывный контроль состояния трубопровода. Все данные передаются специалистам, которые могут оперативно принимать решения о необходимости ремонтных работ.
Проект разделили на три этапа. Первый стартовал в октябре прошлого года, когда был обследован начальный участок трубопровода длиной более двух километров. Результаты подтвердили эффективность выбранной методики — были выявлены и оперативно заменены два проблемных участка.
В январе текущего года диагностику провели на втором участке протяженностью 4 километра. Найденные проблемные зоны были также отремонтированы, пишут «Нефтяные вести».
В настоящее время завершается финальная стадия проекта, включающая замену выявленных дефектных участков и демонтаж временного диагностического оборудования. После этого трубопровод будет полностью готов к безопасной эксплуатации.
Текст: Розалия Галиуллина. Фото Лилии Шакировой
