Сроки проведения первичной и периодической технической диагностики магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации.

Сроки проведения диагностических обследований МН устанавливаются, согласно специальным программам, утвержденным ОАО «АК «Транснефть».

Первичное диагностическое обследование магистральных нефтепроводов внут-ритрубными дефектоскопами ДКК/WM, МДСкан, CD проводится в срок не более 3-х лет со дня ввода участка МН в эксплуатацию.

Периодическое диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов дефектоскопами ДКК, WM, CD, ДКУ, проводится:

- в сроки, указанные в «Заключении по оценке технического состояния объектов участка ЛЧ магистрального трубопровода на соответствие требованиям НТД»;

- в срок 6 лет от даты предыдущего диагностического обследования для нефтепроводов, оценка технического состояния которых не проводилась;

- периодичность диагностического обследования линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов магнитными дефектоскопами МДСкан (ДКМ) рассчитывается в соответствии с РД-23.040.00-КТН-189-09;

- периодичность диагностики дефектоскопами типа WM, CD, МДСкан, ДКК от-дельных участков ОАО «АК «Транснефть» определяется по специальным программам;

- если интервалы времени между сроками проведения очередного диагностического обследования ВИП WM, CD, МДСкан, указанными в «Техническом отчете по оценке технического состояния объектов участка линейной части магистрального трубопровода на соответствие требованиям нормативно-технических документов», составляют менее 2 лет, проводится одновременное диагностическое обследование участка внутритрубными приборами WM, CD, МДСкан или ДКК в ближайший из сроков, указанных в «Техническом отчете по оценке технического состояния объектов участка линейной части магистрального трубопровода на соответствие требованиям нормативно-технических документов».

Сроки проведения технической диагностики КПП СОД, соединительных, кон-структивных деталей, приварных элементов, ремонтных конструкций, и надземных трубопроводов обвязки узла КПП СОД, ёмкостей сбора нефти с КПП СОД - в соответствии с таблицей 14.7

Сроки проведения акустико-эмиссионного контроля участков и элементов ли-нейной части и подводных переходов нефтепроводов, на которых ВТД не проведена в силу их конструктивных особенностей, устанавливаются с периодичностью один раз в 10 лет.

Первичное (со дня ввода участка МН в эксплуатацию) и периодическое измерение глубины залегания нефтепровода (кроме ППМН) проводится в срок:

- на непахотных землях не реже 1 раза в 5 лет;

- на пахотных землях 1 раз в год.

Сроки проведения измерения глубины залегания нефтепроводов на ППМН: первичные измерения выполняются через 1 год после ввода ППМН в эксплуатацию; в дальнейшем периодические – в соответствии с ОР-75.200.00-КТН-402-09.

Периодичность проведения обследований переходов МН через водные преграды устанавливается в соответствии с таблицей 14.8 и таблицей 14.9, в зависимости от ширины водной преграды в межень, судоходности и способа строительства переходов МН. Если при строительстве, замене или ремонте перехода производились земляные работы в русле, первичное обследование выполняется в объеме полного обследования в период не ранее, чем через один год, но не позднее чем через два года после ввода перехода МН в эксплуатацию.

На вновь построенных или реконструированных нефтепроводах первичная электрометрия проводится в срок не более трёх лет после завершения строительства или реконструкции нефтепровода, в дальнейшем проводится периодическая электрометрия. Периодическая электрометрическая диагностика проводится:

– на участках нефтепроводов высокой коррозионной опасности – один раз в 5 лет;

– на остальных участках нефтепроводов – один раз в 10 лет.

Категория коррозионной опасности устанавливается на основании проектной и эксплуатационной документации, а также результатов электрометрического обследования и внутритрубной дефектоскопии

На участках МН при длине защитной зоны УКЗ менее 3 км, а также на участках с минимальными значениями защитных потенциалов не менее одного раза в 3 года проводятся дополнительные измерения защитных потенциалов с помощью выносного электрода.

На участках нефтепроводов, которые имеют следующие (особые) характеристики:

- скорость движения нефти менее 0.5 м/с;

- содержание парафина в перекачиваемой нефти более 3% объемных;

- протяженность участка свыше 100 км.

Перед пуском ВИП осуществляет пуск двух дополнительных очистных устройств для обеспечения специальной технологической схемы их движения по нефтепроводу.

Схема пропуска ВИП по нефтепроводу в особых условиях (с предварительным пропуском скребка) изображена на рис. 14.4.

Рисунок 14.4 .- Схема пропуска прибора ВИП по нефтепроводу в особых условиях.