Внутренняя и как с ней бороться

Добрый день коллеги, прошу выслушать и поделится опытом по такому вопросу.

Трубопроводы, предназначенные для транспорта воды после разделения нефти на УПН, имеют свойство образовывать свищи. Свищи всегда располагаются только по нижней образующей, и всегда малой удаленности от опор. Свищи диаметром 2-4 мм. При при вскрытии куска трубы, особых повреждений нет, свищи можно считать одиночными.

Среда - вода после сепарации нефти, температура до 55, давление 0,2 МПа
Труба 09Г2С, 375х8,0. Отработал трубопровод года 2 (из 20)

Интересуют:
1) Способы поиска таких дефектов на протяженных участках 30-60 м
2) Возможные причины

по п. 2 смотрите РTM 26-02-39-84 п.1.3.1

Первое, что приходит на ум по п.1: методы течеискания, АЭ, магнитная память металла.

make-ks написал(а):

Добрый день коллеги, прошу выслушать и поделится опытом по такому вопросу.

Трубопроводы, предназначенные для транспорта воды после разделения нефти на УПН, имеют свойство образовывать свищи. Свищи всегда располагаются только по нижней образующей, и всегда малой удаленности от опор. Свищи диаметром 2-4 мм. При при вскрытии куска трубы, особых повреждений нет, свищи можно считать одиночными.

Среда - вода после сепарации нефти, температура до 55, давление 0,2 МПа
Труба 09Г2С, 375х8,0. Отработал трубопровод года 2 (из 20)

Интересуют:
1) Способы поиска таких дефектов на протяженных участках 30-60 м
2) Возможные причины

Нажмите для раскрытия...

А не может быть электрокоррозия? У нас такое явление было на участке водовода из за проходящих рядом подземных и надземных эл сетей, нанесли защиту и проблема исчезла.

kama0256 написал(а):

Первое, что приходит на ум по п.1: методы течеискания, АЭ, магнитная память металла.

Нажмите для раскрытия...

Аэ и течеискание нет, по ммпм есть опыт? Мы его слабо используенм тока бмд.
Все повреждения с внутренней поверхности

make-ks написал(а):

по ммпм есть опыт?

Нажмите для раскрытия...

Небольшой опыт был. Работали как-то на промысловом трубопроводе попутно-нефтяного газа[FONT=&quot] Ø530 х[/FONT][FONT=&quot] 6,0 [FONT=&quot]мм из стали ст. 3 сп[/FONT][FONT=&quot]., на котором было много отказов в основном по причине внутренней коррозии с образованием свищей и разрывов кольцевых швов из-за неудовлетворительного качества сварки и больших нагрузок. Провели вначале бесконтактную магнитометрию с поверхности земли. В самых значительных аномалиях по данным бмд трубопровод отшурфовали. После этого прошли по верхней образующей измерителем концентрации напряжений ИКН-3М-12 (Дубовский прибор) с энкодером. Изоляцию кстати можно не снимать, если хорошо прилегает к трубе. При обнаружении зон концентрации напряжений (ЗКН), данное сечение трубы прокатывали ИКН в кольцевом направлении, при обнаружении новой ЗКН проводили толщинометрию данного участка Скаручем в режиме автоматического толщиномера. Подтверждалось ~ 60% ЗКН, в основном утонение металла по причине интенсивной внутренней коррозии. Будут ли выявляться свищи - вопрос. Если свищ остановился в своем развитии - то вряд-ли, нагрузка на этот участок трубы будет снята и ЗКН не будет. Если свищ еще развиваетя в размере или рядом со свищем есть коррозия металла, то может быть обнаружена ЗКН, а там уже смотрите визуально или толщиномером.[/FONT][/FONT][FONT=&quot][/FONT]

60% это очень много, с одной стороны, с другой стороны бывают трубопроводы, что где не копни его найдешь кучу дефектов.

Пост обработку сигналов использовали или квадратно гнездовым, как на экране всплеск ставим крестик под дубль контроль?

ПС: Специалисты сказали причина коррозии, большое количество асфальтенов.

Вообще по причинам коррозии по вашим данным определиться достаточно трудно, т.к. есть много факторов инициаторов коррозии. Как упомянулось выше может быть электрокоррозия (но чаще она наружняя), а вообще в большинстве случаев с подтоварной водичкой это - сероводород, кислород ( нужно искать места проникновения), углеводородная коррозия, кислота (после ГТМ), сульфатвостанавливающие бактерии, структура потока (турбулентный, ламинарный) в общем причин море, надо анализ жидкости проводить, скорость коррозии по узлам контроля коррозии смотреть. температурка скажем у вас подходящая для высокой скорости коррозии.

Асфальтены - это компонент нефти, но никак не воды, врут ваши специалисты.

По поводу ММПМ: бесконтактная диагностика сложно поддается расшифровке, зависит от опыта оператора и условий диагностики (ходили мы как то в поле перерытом так там этих концентраций...) ну или опыта у нас маловато, ну или не доверяю я этому методу)). Тут, я считаю, предпочтительней контактная.

Как то бывал я на семинаре по коррозии и там задавался аналогичный вопрос. Сказали что есть ультразвуковой приборчик (даже название по-моему сказали). Цепляешь его на зачищеную трубу он в обе стороны распространяет УЗ колебания и по хитрым алгоритмам отраженных от дефектов сигналов создает картинку остаточной толщины.

Игибиторов коррозии счас море, пользуйтесь.

alexbolt написал(а):

Сказали что есть ультразвуковой приборчик (даже название по-моему сказали). Цепляешь его на зачищеную трубу он в обе стороны распространяет УЗ колебания и по хитрым алгоритмам отраженных от дефектов сигналов создает картинку остаточной толщины.

Нажмите для раскрытия...

Да, есть метод длинноволновой диагностики, но он не видит мелких дефектов типа свищей, а чувствителен к коррозионным поражениям более 5% поперечного сечения. А к этой проблемке еще одна - закопанная труба или покрытая битумом или полиуретаном диагностируется на расстояние не более 2-3 м.
Здесь об этом подробнее: https://defektoskopist.ru/showthread.php?t=316&highlight=длинноволновой

make-ks написал(а):

Пост обработку сигналов использовали или квадратно гнездовым, как на экране всплеск ставим крестик под дубль контроль?

Нажмите для раскрытия...

Бесконтактную магнитометрию проводило ООО "Транскор-Холдинг", они использовали постобработку у себя в офисе. Магнитную память мы проводили сами, там естественно смотрели на всплески сигналов.

или вот https://defektoskopist.ru/showthread.php?t=599&page=4