Нами очищены и обследованы внутритрубными дефектоскопами более 3800 километров трубопроводов диаметром от 159 мм до 1420 мм.

Цель услуги:

1. Обследование технического состояния трубопровода.

2. Расчеты на прочность (максимального разрешенного давления) и долговечность (остаточного ресурса) по результатам обследования.

3. Экспертиза промышленной безопасности. Лицензия № ДЭ-00-013475.

Этапы технологии внутритрубной диагностики:

1. Подготовительные работы - определение (по данным опросного листа) и обеспечение контролепригодности обследуемого трубопровода.

2. Очистка внутренней полости трубопровода от инородных предметов, окалины, остатков электродов, асфальтосмолистых, парафиновых и пирофорных отложений.

3. Калибровка трубопровода - определение минимального проходного сечения трубопровода и обеспечение 70% проходимости от наружного диаметра (т.е. устранение всех дефектов геометрии, превышающих 30% от наружного диаметра).

4. Обследование трубопровода профилемером - выявление дефктов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности) и изерение радиуса поворотов. Обеспечение проходимости трубопровода в 85% от от наружного диаметра (устранение всех дефектов геометрии, превышающих 15% от наружного диаметра) и минимального радиуса поворота трубопровода, равного 1,5Dн или 3Dн (Rпов. должно быть более или равно 1,5Dн или 3Dн в зависимости от применяемого после пофилеметрии дефектоскопа).

5. Обследование трубопровода внутритрубными магнитными (MFL и TFI) и/или ультразвуковыми дефектоскопами - выявление таких дефектов, как: коррозия (внутренняя, наружная, точечная и сплошная), стресс-коррозия под напряжением, расслоения, включения, разноориентированные трещины и др. дефекты стенки трубопровода.

6. Расчет на прочность и долговечность (остаточного ресурса) и экспертиза промышленной безопасности.

С 2007 г. нами выполнены работы по внутритрубной диагностике и экспертизе промышленной безопасности трубопроводов (в т.ч. подводных переходов) в ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «Белкамстрой», ОАО «Белкамнефть», ЗАО «Нафтатранс», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «БПО-Отрадный», АО "Шешмаойл", "СНПС-Актобемунайгаз", ОАО "РН-Краснодарнефтегаз" и др.

Опыт работ по внутритрубной диагностике нефтегазопроводов более 10 лет.

Предоставление услуг по диагностике трубопроводов с минимальным временем простоя.

Как наиболее надежный поставщик решений по внутритрубной диагностике и обеспечению бесперебойной транспортировки продукта, компания Т.Д. Вильямсон предоставляет индивидуальные услуги по внутритрубной диагностике трубопроводов, разработанные специально для оптимизации производительности систем трубопроводов с минимальным временем простоя. Технологии внутритрубной диагностики компании Т.Д. Вильямсон рассчитаны на обеспечение целостности трубопровода при самых сложных условиях среды, а также на предоставление наиболее точных данных, как правило, за один проход.

Слишком высокая скорость прохождения снаряда влияет на качество данных. Технология активного управления скоростью диагностического снаряда специально разработана для совместного применения с технологией диагностики MFL в газопроводах с высокой скоростью потока.

Технология разработана с применением датчиков, рассчитанных на проход непосредственно по внутренней стенке трубы, а не перед снарядом, что увеличивает их чувствительность. Данные высокого разрешения, полученные с помощью этих инструментов, могут быть проанализированы на признаки наличия вмятин и помогают точно измерить участки расширения труб.

Обеспечивает точное обнаружение и определение размеров внутренней и внешней потери металла и других аномалий. Рассчитана на преодоление сужений и снижение сопротивлений трению для обеспечения более стабильной скорости прохождения снаряда.

Обеспечивает точное обнаружение и определение размеров внутренней и внешней потери металла и других отклонений.

Экономичный и удобный с точки зрения эксплуатации метод диагностирования коротких, неудобных для внутритрубной диагностики участков трубопровода.

Обеспечивает наиболее точную на сегодняшний день диагностику продольных сварных швов без значительного увеличения длины снаряда.

Ни один из современных способов внутритрубной диагностики трубопроводов с применением интеллектуальных поршней, использующих магнитные и ультразвуковые методы обследования, не позволяет выявить за один прогон снаряда 100% дефектов. Объясняется это, прежде всего тем, что каждый из применяемых методов имеет те или иные ограничения по выявлению дефектов определённого типа. В частности, серьёзным недостатком ультразвукового метода обследования является необходимость наличия контактной жидкости или геля, что делает его практически неприемлемым для диагностирования газопроводов.

Одним из методов, лишённых такого недостатка является метод электромагнитно-акустического преобразования (ЭМАП).

Принцип действия ЭМАП способа заключается в трансформации электромагнитных волн в упругие акустические. Как и в контактных ультразвуковых методах контроля, при дефектоскопии с применением ЭМАП используют преимущественно два способа генерации и регистрации ультразвуковой волны - импульсный и резонансный. Для реализации импульсного метода, наиболее часто применяемого для целей диагностики, в основном применяют те же электронные блоки, что и в традиционных ультразвуковых приборах, в которых возбуждение и приём ультразвука осуществляется с помощью пьезопреобразователей. Различие заключается в том, что вместо пьезоэлемента используется катушка индуктивности и имеется устройство для возбуждения поляризующего магнитного поля. В результате взаимодействия силы Лоренца и магнитострикции (магнитострикция - явление изменения формы и размеров тела при намагничивании; характерна для ферромагнитных веществ и измеряется относительной величиной удлинения ферромагнетика при намагничивании) с металлической поверхностью возникает акустическая волна, распространяющаяся в стенке трубы. В данном случае обследуемый материал сам является преобразователем.

Считается, что для уверенной работы ЭМА дефектоскопа необходимы магнитные поля с напряжённостью порядка 106 А/м. Современные дефектоскопы с использованием в конструкции разрезного магнитопровода с контролируемым прижимом постоянных магнитов к внутренней стенке трубы позволяют создать напряжённость магнитного поля в области действия ЭМА преобразователей (ЭМАП) до 30 кА/м.

Трещины и коррозионное растрескивание нарушают направленную ультразвуковую волну, что вызывает отражённый эхо-сигнал. На основе анализа отражённого эхо-сигнала делаются выводы о состоянии стенки трубы.

Таким образом одним из главных достоинств дефектоскопа с использованием ЭМАП является его уникальная способность по выявлению дефектов, обусловленных взаимодействием металла в напряжённым состоянии и коррозионной среды - стресс-коррозионного растрескивания, а также растрескивания вследствие водородного насыщения.

Следует отметить, что стресс-коррозионные поражения характерны для газопроводов высокого давления и являются крайне опасными дефектами, выявление и локализация которых представляет собой очень сложную задачу.

Побочным эффектом разработки внутритрубных инспекционных снарядов с использованием ЭМАП оказалась их способность выявлять состояние изоляционного покрытия. При этом по характеру зарегистрированных сигналов можно разделить состояние изоляционного покрытия трубопровода на категории:

• отслоение без нарушения целостности;
• нарушение целостности (отсутствие) изоляционного покрытия;

что очень важно при реализации программы переизоляции трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительные сроки.

Технические возможности наиболее передовых компаний, занимающихся разработками внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют оснастить дефектоскопы инерциальными измерительными системами на базе оптоволоконных гироскопов. Указанная система выполняет картографирование трубопровода, т.е. определяет его пространственное положение в координатах DGPS. В дальнейшем, при обработке данных обследования, для каждого выявленного дефекта определяются координаты DGPS, которые заносятся в общую электронную базу данных обследования, которая передаётся оператору трубопровода.

Оперируя базой данных обследования, оператор трубопровода может самостоятельно разработать программу ремонта. При этом, если ранее, когда исчерпывающая информация о состоянии изоляции трубопроводов была недоступна операторам трубопроводов, т.е. о её состоянии судили по косвенным признакам (результаты дефектоскопии на потерю металла, выборочные шурфовки, обследование состояния системы ЭХЗ и т.п.), то при появлении на внутритрубном диагностическом рынке технологии ЭМАП отпадает необходимость в глобальной переизоляции трубопроводов. Что позволяет операторам трубопроводов экономить колоссальные средства. А если учесть, что данный вид инспекционных снарядов даёт дополнительную информацию по трещиноподобным дефектам, экономический эффект от их применения оказывается ещё больше.

Инспекционный снаряд с использованием ЭМАП состоит из следующих системных компонентов:

• батареи;
• устройства записи и хранения информации;
• блока определения трещин;
• блока определения отслоения изоляции;
• блока одометра;
• блока контроля скорости (опция)

Полевые испытания снарядов ЭМАП подтверждают, что прибор с высокой точностью определяет плоские трещины и различные степени нарушения изоляции:

Изоляция, нанесённая в полевых условиях, и соответствующие данные обследования

К основным преимуществам снаряда ЭМАП можно отнести следующие:

• сенсоры не требуют контактной жидкости, что позволяет использовать снаряд для обследования как жидкостных, так и газовых трубопроводов;
• на сигналы ЭМАП не оказывает влияния среда, вследствие чего достигается высокая точность измерений;
• особые возможности обнаружения стресс-коррозионного растрескивания; колоний трещин и различных видов отдельных трещин (сетка трещин, внешние продольные трещины на границе сварного шва, усталостные трещины), а также трещины в продольных швах или в зоне, примыкающей к ним;
• это единственный внутритрубный инспекционный снаряд, определяющий наружное отслоение изоляции;
• возможность комбинирования с другими инспекционными технологиями для создания высокоэффективного инспекционного снаряда; например, возможна комбинация с блоком картографирования и блоком контроля скорости (скорость снаряда до 5 м/с при скорости потока перекачиваемой среды до 12 м/с - не уменьшается пропускная способность трубопровода).

Отправить заявку на эту услугу

Методы внутритрубной диагностики направлены на определения размеров и месторасположения дефектов в стенках труб, а также на выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на возникновение и развития коррозионных процессов.

Радиационный метод

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой – детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Диагностика трубопроводов ультразвуком

Ультразвуковой метод контроля основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространять с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от наружной оплошности этой среды. По интенсивности и времени отражения определяется размер и местоположение дефекта.

Звуковые волны не изменяют траектории движения в однородном материале. Отражение акустических волн происходит от раздела сред с различными удельными акустическими сопротивлениями. Чем больше различаются акустические сопротивления, тем большая часть звуковых волн отражается от границы раздела сред. Так как включения в металле часто содержат воздух, имеющий на несколько порядков меньшее удельное акустическое сопротивление, чем сам металл, то отражение будет практически полное.

Разрешающая способность акустического исследования определяется длиной используемой звуковой волны. Это ограничение накладывается тем фактом, что при размере препятствия меньше четверти длины волны, волна от него практически не отражается. Это определяет использование высокочастотных колебаний - ультразвука. С другой стороны, при повышении частоты колебаний быстро растет их затухание, что ограничивает доступную глубину контроля. Для контроля металла наиболее часто используются частоты от 0.5 до 10 МГц.

Применение ультразвукового метода для определения линейной части МГ связано с измерением толщины стенки трубы, выявления слоистости, различных тешен, а также дефектов сварки (непровар, пористость, пустоты, сколы).

Диагностика трубопроводов при помощи видеосъемки

Применение разнообразных методик анализа состояния трубопроводных систем часто на заключительном этапе, при выявлении дефектов и недостатков, сопровождается визуальным осмотром с помощью специальной видеосистемы. Диагностика труб изнутри проводится специальными роботами-автоматами, которые передвигаясь по определённым участкам трубопроводных коммуникаций, передают непрерывный видеосигнал, чётко отражающийся в виде качественного цветного изображения на экране монитора оператора. С помощью данного метода в трубе можно обнаружить механические дефекты, трещины, пробои, нарушения сварных соединений, приводящие к утечке, а также участки с большими нарастаниями различных отложений или засорами.

Опрессовка труб

В качестве самого старого и надежного способа, обладающего высокой точностью и надежностью, в комплексе с низкой себестоимостью проведения, используется метод опрессовки труб высоким давлением. После монтажа трубопровода в него подается под высоким давлением газовая смесь, преимущественно инертные газы или водяной пар. Превышающее рабочее давление примерно в пять раз, далее наблюдаются стыки, сварные швы и места крепления трубопроводов к котельному оборудованию. За счет разности давлений внутри и снаружи трубы, утечка сразу становится видна из-за потока конденсированного пара, выпадающего в осадок при резком падении давления.

Акустические - шумометрия (измерение звуковых колебаний в потоке газа) позволяет по записанным данным строить диаграммы интервалов пласта, из которых газ поступает в скважины, и производительность каждого из них.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определить места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.

Метод магнитной дефектоскопии

Метод магнитной дефектоскопии основан на рассеивание магнитного потокаMFL(MagneticFluxLeakage).

Принцип метода рассеяния магнитного потока заключается в следующем. Локальное однородное статическое магнитное поле прикладывается изнутри к магнитопроницаемой стенке трубы. Магнитное поле связано в теле трубы. Наличие коррозии или других потерь металла уменьшает эффективную толщину стенки трубы. Это обуславливает возмущения магнитного поля, которые называются полями рассеяния, поскольку поле вытекает из трубы. В таких местах величина магнитного потока, регистрируемая датчиками Холла, уменьшается.

Трубопроводы подвергаются инспекции при помощи снарядов (автономные устройства, использующие технологию MFL). Снаряды оборудованы магнитной системой, наборов датчиков Холла для обнаружения утечек магнитного потока рассеяния из стенки трубы и бортовым компьютером для регистрации хранения измеренных величин магнитных полей, получаемых при обследовании металлических труб в течение всего времени прохождения снаряда по трубопроводу. Снаряд запускается вместе с потоком газа со средней скоростью 3 м/с. Диагностической информацией для внутритрубного дефектоскопа является двумерный магнитный сигнал (магнитограмма), характеризующий топографию поля рассеяния на внутренней поверхности трубопровода. Этот сигнал формируется кольцом датчиков Холла. С учетом расположения датчиков и шага сканирования дискретизация распределения магнитного поля осуществляется на сетке (3х5) ÷(5х10) мм. Полученный таким образом сигнал позволяет восстановить топологию поля, на основании которой определяется тип дефекта и его геометрические параметры – длина, ширина и глубина.

Подготовка участка газопровода к обследованию. При подготовке участка газопровода к обследованию производится:

Первичная очистка полости газопровода и определение минимальных размеров сечения труб (калибровка) скребком-калибром (рисунок 3.1, а );

Удаление строительного мусора, песка, грязи, посторонних предметов с помощью скребка грубой очистки (рисунок 3.1, б );

Рисунок 3.1 - Внутритрубные снаряды:
а - скребок грубой очистки; б - калибр

Тонкая очистка - удаление мелкодисперсных отложений - производится скребком тонкой очистки (рисунок 3.2);

Магнитная очистка и магнитная подготовка металла труб газопровода - удаление ферромагнитного мусора, первичное намагничивание газопровода с помощью магнитных очистных поршней (рисунок 3.3);

Определение проходного сечения (профилеметрия) для пропуска снарядов-дефектоскопов с помощью профилемера (рисунок 3.4).

Рисунок 3.2 - Скребок тонкой очистки

Рисунок 3.3 - Магнитные очистные поршни

Рисунок 3.4 - Снаряд-профилемер

Профилеметрия производится внутритрубными электронно-механическими снарядами-профилемерами типа ПРТ и основывается на измерении внутреннего сечения трубы роликовыми опорами рычажного типа для определения местных искажений формы и регистрации пройденного пути по участку газопровода.

Средства внутритрубной диагностики газопроводов. Для проведения работ по внутритрубной диагностике линейной части действующих магистральных трубопроводов диаметром 1020, 1220, 1420 мм, оснащенных равнопроходной арматурой предназначен комплекс внутритрубных диагностических средств (КВД).

В состав комплексов КВД (ТУ 004276-166629438-003–96) входит следующее:

Снаряд-дефектоскоп типа ДМТ1;

Снаряд-калибр типа СК;

Очистной скребок типа СО;

Магнитный очистной поршень типа МОП;

Система обработки и регистрации данных типа СОРД-1,5;

Контрольно-эксплуатационный прибор типа КЭП СОРД-1,5;

Комплект ЗИП;

Стенд проверки герметичности в полевых условиях;

Устройство зарядно-разрядное для бортовых никель-кадмиевых аккумуляторов;

Программные средства визуализации и оценки результатов внутритрубной инспекции.

Принцип действия снаряда-дефектоскопа ДМТ основан на методе регистрации рассеяния магнитного потока в стенке контролируемой трубы. Данный метод зарекомендовал себя как наиболее надежный и устойчивый к реальным условиям диагностики трубопроводов.

Снаряд состоит из одной секции, имеет центрирующую колесную подвеску, которая обеспечивает постоянство силы трения и вследствие этого равномерную динамику движения в трубопроводе, что выгодно отличает данный снаряд от многосекционных изделий других фирм с ходовой частью в виде опорных манжет (рисунок 3.5).

Рисунок 3.5 - Снаряд-дефектоскоп ДМТ1-1400

Снаряд-дефектоскоп относится к магнитным снарядам высокого разрешения. Количество дефектоскопических датчиков в межполюсном пространстве для снарядов ДМТ1-1200, -1400 равно 192, для ДМТ1-1000 - 128. Количество каналов регистрации - 96 и 64, соответственно.

Дефектоскоп типа ДМТ способен выявлять следующие виды дефектов:

Дефекты потери металла - общая коррозия, питтинговая коррозия, отдельные каверны;

Поперечные и ориентированные под углом к образующей трубы трещины;

Дефекты металлургического характера - прокат, расслоения (с применением наземных дефектоскопических средств);

Металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода, представляющие угрозу целостности изоляционного покрытия.

Дефектоскоп типа ДМТ способен выявлять и идентифицировать элементы обустройства трубопровода - краны, тройники, отводы, устанавливаемые маркеры, также в определенных случаях наружные элементы, такие, как патроны и пригрузы.

Погрешность определения местонахождения выявленных дефектов (при наличии маркерных накладок, располагаемых по длине трубопровода на расстоянии не более 2 км) - ±0,5 м.

Применение комплексов КВД возможно в трубопроводах, имеющих следующие характеристики:

Диаметр трубопровода - 1020, 1220, 1420 мм;

Толщина стенок труб от 8 до 25 мм;

Материал стенки трубы - сталь 17ГС, 17Г2СФ, 14Г2САФ, а также отечественные и импортные стали с близкими к ним магнитными характеристиками.

Наименьший преодолеваемый радиус изгиба - 3Dн;

Трубы - прямошовные и спирально-шовные;

Транспортируемый продукт - природный газ, нефть, ШФЛУ, вода;

Оптимальная скорость движения перекачиваемого продукта - 7–13 км/ч;

Рабочее давление в трубопроводе - до 8,5 МПа;

Время непрерывной работы аппаратуры дефектоскопа - 80 ч.

Дефектоскопы ДМТ1 выполнены во взрывозащищенном исполнении, позволяющем использовать их во взрывоопасных зонах класса В1Т. Дефектоскопы ДМТ1 оснащаются новейшей системой обработки и регистрации данных СОРД-1,5, имеющей возможность записи информации объемом до 14 Гбайт.

Тестирование снаряда-дефектоскопа перед пропуском производится при помощи прибора (минитерминала) КЭП СОРД-1,5, подсоединяемого к специальному разъему. При тестировании производится проверка на функционирование всех узлов дефектоскопа с выдачей результата на дисплей. В случае отказа какого-либо из узлов включается аварийная сирена.

Включение аппаратуры дефектоскопа в камере запуска производится при наличии двух факторов:

Наружное давление не менее 0,3 МПа;

Продвижение снаряда на расстояние не менее 24 м.

Комплексы КВД успешно эксплуатируются на трубопроводах ОАО «Газпром».
Порядок проведения работ и взаимодействие частей комплекса. Перед проведением обследования эксплуатирующие предприятия проводят следующие подготовительные работы:

Проверка работы запорной арматуры;

Проверка работы концевых затворов камер запуска и приема, узлов их обвязки;

Установка маркеров (только для постоянных маркеров).

Выполнение всех видов диагностических работ должно производиться с соблюдением «Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов», а также типовых инструкций, действующих в газотранспортном предприятии, эксплуатирующем данный участок магистрального газопровода.

Для обеспечения стабильной и однородной намагниченности стенки трубы снарядом-дефектоскопом трубопровод необходимо заранее подготовить в магнитном отношении. Для этого используются снаряды МОП или УМОП, полярность магнитных полюсов которых согласована с полюсами снарядов ДМТ. Наличие огарков электродов, кусков металла в полости трубопровода является мешающим фактором при магнитном контроле. Для сбора и удаления ферромагнитного мусора используют снаряды СО, УМОП, МОП, оснащенные магнитными системами. Для удаления грязи, песка, жидкостей из внутренней полости трубопровода последовательно применяют снаряды СО и ОП.

Первым, по очередности применения, осуществляется пропуск скребка СО, который благодаря простоте конструкции, имеет высокую проходимость.По результатам пропуска (количеству мусора в приемной камере, состоянию ходовой и корпусной части скребка) принимается решение о проходимости участка другими снарядами комплекса, необходимости применения снаряда-профилемера и дальнейшем порядке очистки. Обследование трубопровода профилемером ПРТ позволяет получить подробную информацию о наличии дефектов геометрии трубопровода с их координатами и на базе полученных данных провести ремонтные работы в случае несоответствия проходимости участка для снарядов ДМТ и ДМТП.

Типы дефектов, выявляемые при внутритрубной диагностике. Дефекты подразделяются на следующие категории:

Коррозийные дефекты, связанные с потерей металла и уменьшением толщины стенки трубы;

Технологические дефекты (дефекты проката, приварки, и т. д.);

Дефекты геометрии (вмятины, гофры);

Аномальные швы;

Трещины, ориентированные вдоль образующей трубы (выявляются только снарядами-дефектоскопами ДМТП-1 и ДМТП-2 (рисунки 3.6, 3.7).

Рисунок 3.6 - Снаряд-дефектоскоп поперечного намагничивания ДМТП-1

Рисунок 3.7 - Снаряд-дефектоскоп поперечного намагничивания ДМТП-2

Оценка степени опасности дефектов коррозионного типа. Дефекты классифицируются по 4 уровням степени опасности.

Закритический - дефект, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода не допустима.

Критический - дефект является допустимым только при создании особых условий эксплуатации газопровода: снижение действующих нагрузок в стенке трубы, введение постоянного контроля параметров и состояния дефекта методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

Докритический - допустимый дефект при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

Незначительный - дефект, не оказывающий существенного влияния на надежность и долговечность эксплуатации газопровода, производится фиксация дефекта для последующих сравнений с результатами плановых обследований

Принцип магнитной дефектоскопии. Этим методом наиболее хорошо обнаруживаются дефекты, имеющие поперечный размер к направлению намагничивающего поля, достаточный для того, чтобы появилось поле рассеяния. Поэтому некоторые дефекты, имеющие невыгодную ориентацию к полю намагничивания или имеющие очень малый поперечный размер, либо вообще не выявляются, либо сигналы от них трудно интерпретировать. В комплекс внутритрубных диагностических средств входят дефектоскопы как с продольной, так и с поперечной системой намагничивания, что позволяет выявлять дефекты любой ориентации относительно образующей стенки трубы. Последовательное применение средств, входящих в состав комплекса, позволяет решить следующие задачи:

Очистка полости трубопровода от строительного мусора, жидких фракций, грязи, песка и посторонних предметов;

Удаление ферромагнитного мусора и магнитная подготовка трубопровода;

Получение информации о дефектах геометрии трубопровода;

Получение информации о дефектах сплошности стенки трубопровода.

Основным условием, обеспечивающим добротное качество обследования трубопровода, является ограничение скорости движения дефектоскопа в трубе. Это требование обусловлено физической природой процесса намагничивания ферромагнетика в динамике и не связано с какими-либо недостатками конструкции дефектоскопа. При движении дефектоскопа внутри трубопровода в стенке трубы возникают вихревые токи, которые препятствуют проникновению в нее магнитного потока, вытесняя его наружу. Это влечет за собой неоднородное намагничивание стенки по толщине: внешняя сторона трубы, где в основном и находится большая часть дефектов, намагничивается недостаточно, что, в свою очередь, ведет к ухудшению качества обследования. Величина оптимальной скорости движения зависит в основном от толщины стенки трубы и от диаметра трубы. Расчеты и эксперименты показали, что оптимальная скорость прохода дефектоскопа должна быть не более 2,5 м/с.

Не менее важным условием также является предварительная очистка полости трубопровода от посторонних предметов, мешающих нормальной работе датчиков поля. Дефектоскопическое обследование должно начинаться при полной уверенности в том, что в трубопроводе осталось минимальное количество мешающих предметов (вероятно, что полная очистка полости трубы нереальна).

Особенности диагностирования газопроводов ультразвуковыми внутритрубными дефектоскопами. Ультразвуковые снаряды используют обычно для контроля труб нефтепроводов, поскольку для прохождения ультразвука необходим акустический контакт датчиков с трубой, обеспечиваемый нефтью. Магнитные снаряды применяют для контроля как нефте-, так и газопроводов.

Для диагностики газопроводов с помощью «Ультраскана» участок трубопровода заполняют водой, ограничивая ее растекание с помощью специальных разделительных снарядов, идущих впереди и позади диагностического снаряда. Таким способом - через воду - достигается звуковой контакт между излучателем и стенкой трубы (рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 - Схема контроля газопровода ультразвуковым дефектоскопом

В 1999 г. зарубежная компания TransCanada Pipeline Limited успешно использовала ультразвуковой прибор с целью выявления трещин в результате коррозионного растрескивания под напряжением на отрезке 167 км газопровода диаметром 914 мм вблизи г. Эдсон.
Проверка внутритрубным прибором обусловила необходимость строительства камеры запуска с возможностью дозирования загружаемой воды.