Вытеснение нефти и внутритрубная диагностика – это комплекс мероприятий для подготовки нефтепроводов к запуску после проведенных ремонтных (огневых) работ, либо после проведения работ по очистке от отложений и дефектоскопии участков МГ.

Вытеснение нефти, нефтепродукта или водонефтяной эмульсии из нефтепровода проводятся в период плановых остановок нефтепровода на ремонт. Все работы должны быть проведены в максимально сжатые сроки во избежание простоя нефтепровода.

Для работ по вытеснению требуется наличие:
• поршня-разделителя, который обеспечивает разделение среды в полости трубопровода на жидкую и газовую;
• передвижной азотной компрессорной станции СДА-10/251 или ТГА-10/251 для подачи азота во внутреннюю полость нефтепровода и перемещения сжатым газом поршня-разделителя по трубе;
• передвижной насосной установки (ПНУ), которая устанавливается на другом конце нефтепровода и служит для откачки нефти или нефтепродукта в передвижную цистерну или емкость.
• для запуска-приема поршней-разделителей, необходимо специально подготовить нефтепровод, а именно удалить грунт на конечных участках трубы, присоединить специальные камеры СОД.

Расчет параметров вытеснения нефти из конкретного участка нефтепровода, производится проектным институтом. Руководящим документом для расчета является: РД-75.180.00-КТН-399-09 «Технология освобождения нефтепроводов от нефти и заполнения после окончания ремонтных работ». Расчет учитывает – диаметр трубы, перепады высот и пр. параметры вытеснения. Определяется необходимый объем азота, который требуется подавать в полость нефтепровода для движения поршня-разделителя с необходимой скоростью. По результатам расчета составляется план проведения работ. План определяет количество компрессорных станций и ПНУ необходимых для выполнения вытеснения в планируемые сроки. По нормам РД, концентрация азота используемого для вытеснения нефти должна быть не менее 92%. Такие характеристики инертного газа обеспечивают азотные компрессорные станции СДА-10/251 и ТГА-10/251.

Внутритрубная диагностика проводится для обнаружения дефектов в металле трубопровода или его сварных соединениях. Данный вид диагностики относится к методам неразрушающего контроля, который показал свою высокую эффективность. Диагностика проводится после ремонтных работ на магистральных газопроводах, нефтепроводах и их отводах. Либо перед сдачей в эксплуатацию, вновь построенных участков трубопроводов.

Для внутритрубной диагностики, используют специальный магнитный дефектоскоп. Согласно определению, которое дает ГОСТ Р 55999-2014 – внутритрубный инспекционный прибор (ВИП). Перед проведением диагностики, требуется провести тщательную подготовку трубопровода. Проводится его предварительная механическая и магнитная очистка. Для этого используются специальные скребки и магнитные поршни. Производится продувка полости трубы воздухом. Дефектоскоп пропускают внутри полости трубопровода с использованием компрессорных станций. Для равномерного перемещения прибора по трубе, с определенной скоростью, перед ним создается противодавление. Объем сжатого воздуха подаваемого в единицу времени для производства работ, определяется предварительным расчетом. После проведения диагностики, проводится анализ данных полученных с ВИП. Результатом испытаний, является отчет о проведении внутритрубной диагностики.

Компания «ЭкоТехнолоджиГрупп», неоднократно принимала участие в работах по вытеснению нефти и предоставляла компрессорные станции СДА-10/251 и ТГА-10/251 для обеспечения перемещения инспекционных приборов при внутритрубной диагностике.