Внутритрубное диагностирование

Министерство  образования и науки РФ

Негосударственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Камский институт гуманитарных и  инженерных технологий»

Кафедра «_____________Нефтегазовое дело__________________»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КОНТРОЛьНАЯ РАБОТА

                                  по дисциплине «__Основы диагностики__»

                                       на тему: «__Внутритрубное диагностирование_»

 

 

 

 

 

Выполнил:  Балабанов В.И. студент гр.ДУЗН11-35_

                Проверил: Жигалов В.А.

 

 

 

 

                                                                 Ижевск 2011

 

 

                                                   Содержание

Введение…………………………………………………………………………..3

1. ДИАГНОСТИКА  ТРУБОПРОВОДОВ

  1.1 Очистка  полости трубопровода перед проведением  обследований……..5

1.2 Внутритрубная диагностика

  1.2.1 Общие положения…………………………………………………………8

  1.2.2 Диагностическое обследование линейного участка МГ на базе инспекции внутритрубными снарядами-дефектоскопами……………………14

  1.2.3 Классификация и ранжирование дефектов потери металла…………23

Список  литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

  В настоящее время на территории  Российской Федерации эксплуатируется  более 200 тысяч километров магистральных  нефтегазопродуктопроводов, 350 тысяч километров промысловых трубопроводов, 800 компрессорных и нефтеперекачивающих станций, вместимость резервуарного парка превышает 20 млн. м³.  Значительная часть эксплуатируемых трубопроводов физически и морально устарела: 10 % трубопроводов отработали более 35 лет, 32 % - более 20 лет, 30 % - от 15 до 20 лет.

Тревожное положение сложилось  с внутрипромысловыми трубопроводными коммуникациями, где ежегодно происходит от 20 до 70 тысяч аварий различной категории, что приводит к тяжелым экологическим последствиям. Загрязняются пастбища, водоемы и реки. Увеличились потери нефти. Это особенно характерно для нефтепромыслов Республики Коми, Башкортостана, Татарстана, Западной Сибири.

Долгая безаварийная служба магистрального трубопровода (МТ) невозможна без периодического контроля его технического состояния  и оперативного ремонта потенциально опасных участков.

Исследование причин аварий  на МТ позволяет сделать вывод, что свойства сталей, которые используются для изготовления труб, с возрастом не ухудшаются и, следовательно, не способствуют разрушению. Причинами аварий были следующие дефекты: механические повреждения трубы, коррозия, растрескивание, вторичное напряжение, а также дефекты, возникшие как при заводском изготовлении трубы, так и при строительстве трубопровода.

Самым простым методом  определения надежности работы трубопровода является периодическое гидравлическое испытание, позволяющее определять критическое рабочее давление МТ. Однако данный метод требует значительных материальных затрат, громадных объемов жидкостей и вывод гистрали из работы на длительное время. Кроме того, испытание трубопровода повышенным давлением выявляет только те трещины, размеры которых превышают критические для достигнутого уровня испытательного давления, сохраняя не выявленными докритические трещины. Это затрудняет определение фактического состояния испытываемого трубопровода, а также делает невозможной оценку его общего состояния по наличию и количеству оставшихся дефектов. Нагружение МТ повышенным испытательным давлением вызывает увеличение размера части оставшихся трещин, т.е. дает остаточный эффект, ухудшающий состояние испытанного трубопровода с микротрещинами. Указанный эффект проявляется, например, в том, что трубопровод, выдержавший нагружение до определенного уровня испытательного давления, при последующем нагружении может разрушиться при более низком давлении. 

В настоящее время существуют другие способы определения конструкционной  целостности трубопровода и, кроме  того, разрабатываются новые перспективные  способы контроля. Все большее  внимание уделяется неразрушающим  методам контроля и диагностики  магистральных трубопроводов.

Большинство способов предусматривает использование  устройства внутреннего контроля. Одним  из наиболее эффективных и перспективных  средств обнаружения аномалий стенки трубы по-прежнему остается внутритрубная  дефектоскопия, основанная на применении двух методов – магнитного и ультразвукового.

 

 

 

 

 

  1. ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ

       1.1 Очистка полости трубопровода  перед проведением обследований

Очистка трубопровода перед  проведением внутритрубной дефектоскопии  – необходимый и важный этап, во многом определяющий качество дальнейшего  обследования. Это особенно существенно  для ультразвуковых снарядов, критичных  к наличию отложений в трубопроводе, которые приводят к потере нормального  ультразвукового контакта с внутренней поверхностью трубопровода - стабильного  акустического контакта между пьезоэлектрическим преобразователем и внутренней стенкой трубы. В процессе эксплуатации трубопровода на его внутренней стенке скапливаются различные отложения, выделяющиеся из переносимого продукта: в нефтепроводах это парафинистые отложения; в газопроводах - вязкие отложения; суспензии, окалина, конденсат; в водоводах - шлам, железо, марганец. Кроме того, возможно отложение на стенке трубопровода неоднородной смеси из гидроокиси железа и минеральных примесей (частицы ила, глинистый коллоид). Все это влияет на эффективность и точность УЗ-толщинометрии. Подготовка внутренней поверхности стенки заключается в удалении отслоений, рыхлостей, отложений, сглаживании шероховатостей на поверхности. В ряде случаев она может осуществляться с помощью штатных устройств очистки внутренней поверхности трубопровода, обеспечивающих постоянство проходного сечения трубы.

Многочисленные способы  обработки поверхности, используемые в промышленности, можно разделить  на следующие группы: химические, физические, механические, комбинированные.

Выбор конкретного способа  обработки зависит от состояния  исходной поверхности, габаритных размеров и массы изделия, типа производства, его спецификации и т. п.

Химические способы включают травление, подготовку поверхности  с помощью модификаторов ржавчины, обработку растворителями.

Известные способы физического  метода обработки поверхностей (ультразвуковой, термический, обработка взрывом, электрогидравлический  и т. п.) не оказывают значительного  влияния на изменение геометрических параметров качества поверхности. Однако такие способы, как электроискровая, плазменно-абразивная, лазерная обработка и т. п., влияют на изменение шероховатости поверхности. Следует отметить, что некоторые способы обработки, например обработка взрывом, позволяют создать поверхностно-упрочняющий слой.

Примером наиболее простого устройства является очистной скребок, корпус которого выполнен из мягкого  эластичного пенопласта и заключен в оболочку из гомогенного эластомера. На цилиндрической поверхности предусмотрены  скребущие элементы, выполненные  в виде лент с повышенной шероховатостью. Передвижение скребка осуществляется под действием транспортируемой среды.

Более сложный скребок  представляет собой цилиндр из пористого  синтетического материала (пенопласта) с открытыми ячейками, заключенный  в непроницаемый кожух из плотного материала, обладающего адгезивными свойствами. На поверхность кожуха наносится абразивный состав, компонентами которого могут быть песок, толченое стекло, алмазная пыль и т. д. В образуемую абразивным составом наружную оболочку скребка запрессовываются короткие стальные щетки, слегка наклоненные по ходу движения.

Известен скребок, представляющий собой цилиндрическую конструкцию  из эластика. На поверхности укреплена  с натяжением цепная оплетка, на звеньях  которой с наружной стороны выполнены  шипы. Скребок обладает возможностью деформироваться, что позволяет  перемещаться по трубопроводу с изменяющимся диаметром. Цепная оплетка одновременно выполняет функции очистки и защиты скребка от износа.

Часто для повышения качества очистки применяют комбинированный  способ, при котором в дополнение к механическому способу применяется  какой-либо моющий агент, нагнетаемый  под давлением.

Устройства для очистки  внутренней поверхности трубопроводов  необходимо запустить и принять. Для этого созданы специальные системы приема-запуска очистных устройств. Одна из систем включает проходящий через площадку перекачивающей станции байпас, концы которого врезаются в оснащенные заглушками подводящий и выходной участок магистральных трубопроводов. В местах указанных врезок перед входом в отводы устанавливаются дистанционно управляемые поворотные лопастные колеса, угол наклона которых регулируется при операциях по запуску и приему таким образом, чтобы можно было уменьшить давление, перекрыть поток из трубопровода в байпас, и тем самым дать возможность запустить или принять скребок.

Имеются устройство, позволяющее  вводить и извлекать из трубопровода шаровые и цилиндрические очистные скребки и разделители без  прекращения перекачки, а также  устройство, позволяющее осуществлять запуск скребков или шаровых эластичных разделителей последовательно в  несколько магистральных трубопроводов. Последнее состоит из установленной  на фундаменте разделительной камеры, внутри которой с помощью поворотного  механизма укреплена наклонная  направляющая для подачи скребков или  разделителей.

Известным конструкциям скребков, предназначенным для путевой  очистки магистральных трубопроводов, свойственен общий недостаток —  частое застревание в пути в виду постепенного наращивания впереди движущегося скребка выталкиваемой массы (парафин, асфальтены, ржавчины, песок и т. п.). Кроме того, сопротивление движению скребка, создаваемое этой массой, часто приводит к повреждению скребка.

В настоящее время очистка  изделий от окалины, толстослойной  ржавчины, органических отложений и  т. п. в металлургии, судостроении, судоремонте  и др. отраслях в основном производится механическим способом, так как этот способ обеспечивает оптимальную шероховатость 20...40 мкм и волнистость (отношение  максимума стрелы прогиба к длине  неровности) не более 0,025, что гарантирует  высокую чувствительность и стабильность УЗК.

 

1.2 Внутритрубная диагностика

1.2.1 Общие положения

Обследование труб на линейной части магистральных газопроводов с целью диагностики их технического состояния производится следующими способами:

• внутритрубной дефектоскопией;
• электрометрическими измерениями;
• акустико-эмиссионными методами;
• приборным и визуальным контролем в шурфах.

Рабочей группе по оценке работоспособности  технологических объектов, проводящей отбраковку, должна быть представлена проектная, исполнительная и эксплуатационная документация, данные результатов всех обследований участка (в т.ч. неразрушающими методами), а также информация о проведении ремонтных работ за весь период эксплуатации газопровода.

Результаты обследования должны содержать информацию о размерах дефектов и расположении их на трубах.

На основании изучения и анализа вышеперечисленных  материалов рабочая группа определяет места для шурфования дефектных участков с целью обследования дефектных труб и измерения (или уточнения) их геометрических размеров и окончательного решения о возможности дальнейшего использования.

При обследовании дефектных  труб в шурфах по результатам внутритрубной  дефектоскопии для обеспечения  безопасного ведения работ по вскрытию газопровода рабочее давление должно быть снижено:

• в случае утонения до 20 % проектной толщины стенки и при отсутствии утечки газа не менее чем на 10 % от максимального рабочего давления в течение последнего года эксплуатации;
• в случае, если утонение превышает 20 %, давление должно быть снижено пропорционально утонению стенки газопровода.

После определения размеров дефекта производится ультразвуковое обследование его и прилегающей  зоны на наличие трещин. Место дефекта  на трубе должно быть обведено и  пронумеровано несмываемой краской. В случае обнаружения нескольких дефектов, близко расположенных друг от друга, должно быть измерено расстояние между ними.

Единичными дефектами  считаются такие дефекты (кроме  трещин), расстояние между которыми превышает длину наибольшего  из них. В противном случае скопление  дефектов следует рассматривать  как один дефект с глубиной наибольшего  из них и длиной, равной суммарной  длине дефектов.

Все дефектные места, подлежащие ремонту, должны быть промаркированы несмываемой  краской. По результатам обследования составляется акт и ведомость  дефектов, подлежащих ремонту.

К дефектам, подлежащим оценке и отбраковке относятся: коррозионно-поверхностные  дефекты и механические повреждения  стенки трубы (поверхностные задиры, забоины, царапины).

В зависимости от характеристик  дефекта ремонту того или иного  вида следует подвергать трубы с  сочетаниями размеров дефектов, указанных  в  таблице 1.2.1.

Поврежденные места должны быть очищены от продуктов коррозии до металлического блеска: и четко  обведены по контуру масляной краской. Результаты решения рабочей группы по оценке работоспособности технологических  объектов должны быть нанесены масляной краской на газопроводе в местах повреждений при помощи следующих  обозначений:

а) ШЛ - ремонт со шлифовкой;

б) СВ - ремонт сваркой;

в) ЗК - замена катушки;

г) ВЗ - вварка заплаты;

д) ПКМ - ремонт полимерными  композиционными муфтами;

е) ММ - металлические муфты.

 

          Таблица 1.2.1 - Сочетания размеров  единичных дефектов труб,

подлежащих ремонту при  отбраковке

Относительная глубина дефекта, от-до, (h/δ)*	Длина дефекта вдоль образующей, δ, от-до, мм	Ширина дефекта, D**, от-до, мм	Ремонтопригодность дефекта
1	2	3	4
0,20 - 0,30	14-28	17 мм-0,7D	Подлежит ремонту  со шлифовкой
0,30 - 0,35	10-20	25 мм - 0,7D	Подлежит ремонту  с применением полимерных композиционных или металлических  муфт
0,35 - 0,40	8-16	33 мм-0,6D
0,40 - 0,45	7-14	40 мм - 0,6D
0,45 - 0,50	6-12	60 мм - 0,6D
0,50 - 0,55	5-10	70 мм - 0,5D	Подлежит ремонту  с применением металлических  муфт
0,55-0,65	4-8	80 мм - 0,5D
0,65 и более	Независимо от длины и  ширины дефекта		Подлежит ремонту с  вваркой заплаты, катушки новой трубы или установкой, усиливающей металлической муфты

 

* h - глубина дефекта, мм;

            δ - толщина стенки трубы, мм;

**D - наружный диаметр трубы,  мм.

При отклонении одного из параметров (длины или ширины), от указанных  в таблице ограничений в пределах одной зоны относительной глубины  дефектное место должно быть вырезано или упрочнено установкой ремонтных  муфт.

Единичные дефекты любого происхождения (кроме трещин) глубиной до 20 % толщины стенки труб, должны быть зачищены и зашлифованы до металлического блеска. Перед нанесением изоляции участок зачистки должен быть заполнен композиционным материалом для восстановления геометрии поверхности трубы (в соответствии с ВСН 39-1.10-001-99 ). Эксплуатация труб с такими отремонтированными дефектами может быть продолжена без снижения рабочего давления. Для дефектов глубиной более 20 % предложение по назначению рабочего давления отремонтированного газопровода дается рабочей группой с оформлением в соответствии с ПБ 08-183-98 Госгортехнадзора России .

Ремонт дефектных труб производится как на участках газопровода, находящегося под давлением газа, так и на участках, освобожденных  от газа следующими способами:

• зашлифовкой дефектов с заполнением композиционными материалами;
• заваркой дефектов;
• полимерными композиционными материалами;
• специальными устройствами для ликвидации сквозных повреждений;
• усиливающими металлическими муфтами;
• вваркой катушек, вваркой заплат.

При проведении ремонтных  работ на действующих газопроводах рабочее давление должно быть снижено  пропорционально утонению толщины  стенки, но не менее чем на 30 %.

Ремонт коррозионных дефектов с использованием спиральных композиционных муфт выполняется в соответствии с ВСН 39-01.10-001-99 .

Ремонт сквозных повреждений  труб выполняют при помощи специальных  устройств, позволяющих производить  работы на магистральных газопроводах под давлением газа. К ним относятся:

• устройство для заделки свищей - УЗС-01;
• ремонтный хомут ВГ-101;
• металлическая сборно-разборная муфта.

Устройство для заделки  свищей УЗС-01 следует применять при  ремонте сквозных повреждений стенки трубы с диаметром до 14 мм, расположенных на верхней половине поверхности газопровода.

Ремонтный хомут ВГ-101 используется для ремонта сквозных повреждений  и единичных сквозных коррозионных каверн диаметром до 25 мм независимо от места их расположения на поверхности газопровода.

Сборно-разборную муфту  следует применять для ремонта  сквозных и коррозионных повреждений, минимальный размер которых превышает  25 мм и ограничивается размерами муфты.

Работы по ремонту сквозных повреждений труб необходимо производить  в соответствии с требованиями «Временной инструкции по проведению ремонтных  работ на магистральных газопроводах под давлением газа» 

Ремонт дефектов труб методом  вварки заплат следует производить на выведенном из эксплуатации и освобожденном от газа участке газопровода по аналогии с заваркой технологических отверстий в соответствии с РД 558-97 . Размер заплат должен быть не более 250х350 и не менее 100х150 мм.

При наличии на трубах дефектов, которые не могут быть отремонтированы  каким-либо из приведенных выше способов, участок газопровода должен быть выведен из эксплуатации и освобожден от газа, а дефектное место заменено «катушкой» длиной не менее диаметра трубопровода.

Все виды ремонта дефектов труб с использованием сварки должны выполняться в соответствии с  РД 558-97 .

После завершения ремонтно-восстановительных  работ следует составить акт  о приемке отремонтированного участка  газопровода в эксплуатацию с оформлением в соответствии с ПБ 08-183-98 Госгортехнадзора России .

В случае невозможности остановки  газопровода для проведения ремонтных  работ на дефектном участке его  эксплуатация может быть продолжена до момента плановой остановки при  снижении рабочего давления до безопасного, определяемого по наиболее опасному дефекту на конкретном участке газопровода. Так, при максимальной глубине дефекта  h/δ=0,25 необходимо обеспечить снижение давления на величину, равную 0,25 Р_раб; при h/δ=0,3 - снижение, соответственно, на 0,3 Р_раб и т.д.

 

1.2.2 Диагностическое  обследование линейного участка  МГ на базе инспекции внутритрубными  снарядами-дефектоскопами

 

Основные  компоненты диагностического обследования линейных участков магистральных газопроводов:

1. Подготовка участка  газопровода к обследованию;

2. Инспекция газопровода  внутритрубными снарядами-дефектоскопами;

3. Обработка, интерпретация  и представление результатов  инспекции;

4. Анализ результатов  инспекции и оценка технического  состояния участка газопровода;

5. Выработка общих рекомендаций  по ремонтно-восстановительным и  диагностическим работ (дополнительно  по отдельному договору).

Подготовка участка  газопровода к обследованию

Первичная очистка полости  газопровода и определение минимальных  размеров сечения труб (калибровка) - удаление строительного мусора, песка, грязи, посторонних предметов. Определение  проходного сечения для пропуска снарядов-дефектоскопов, производится скребком тонкой очистки СО, приведённый  на рисунке 1.2.1.

Тонкая очистка – удаление мелкодисперсных отложений, производится универсальным магнитным очистным поршнем УМОП, приведённый на    рисунке 1.2.2.

    Рисунок 1.2.1 -  Скребок тонкой очистки СО 

Рисунок 1.2.2 - Универсальный  магнитный очистной поршень УМОП

 

Рисунок 1.2.3- Магнитный очистной поршень-шаблон МОП 

 

Магнитная очистка и магнитная  подготовка металла труб газопровода  – удаление ферромагнитного мусора, первичное намагничивание газопровода. производится магнитным очистным поршень-шаблоном СО, приведённым на рисунке 1.2.3.

Инспекция газопровода  внутритрубными снарядами-дефектоскопами

Внутритрубная инспекция  газопровода включает в себя два  основных компонента:

1 Профилеметрия:

       -контроль  формы поперечного сечения труб  по длине трассы (выявляются местные  искажения сечения);

  -определение наименьших  радиусов изгиба и мест сужения  газопровода.

2 Дефектоскопия:

      - контроль  основного металла стенок труб;

      - контроль  сварных соединений труб.

При профилеметрии и дефектоскопии также осуществляется регистрация конструктивных элементов и особенностей газопровода.

Профилеметрия производится внутритрубными электронно-механическими снарядами-профилемерами типа ПРТ, показанным на рисунке 1.2.4, и основывается на измерении внутреннего сечения трубы роликовыми опорами рычажного типа для определения местных искажений формы и регистрации пройденного пути по участку газопровода. Основные технические характеристики используемых снарядов-профилемеров приведен в таблице 1.2.4. Выявляемые снарядами-профилемерами особенности и искажения формы газопровода приведены в таблице 1.2.3.

 

  Рисунок 1.2.4 - Электронный  профилемер ПРТ

 

Таблица 1.2.2-Основные технические  характеристики используемых снарядов-профилемеров

Минимальное проходное сечение	0,6 Dн
Минимальный проходной радиус изгиба	1,5 Dн при повороте на 90°
Максимальное давление	8,0 МПа
Допустимая скорость пропуска	2,0...5,0 м/с
Оптимальная скорость пропуска	3,0 м/с
Время непрерывной работы	45 часов
Регистрируемые отклонения формы поперечного сечения	1,0...2,0 мм

 

Таблица 1.2.3-Выявляемые снарядами-профилемерами особенности

и искажения формы газопровода

Особенности положения газопровода	- радиусы кривизны газопровода  в плане и профиле  - углы поворота газопровода  в плане и профиле
Искажения формы поперечного  сечения труб	- овальность  - вмятины  - выпуклости  - гофры

 

Дефектоскопия газопровода  производится внутритрубными высокочув-ствительными магнитными снарядами-дефектоскопами типа ДМТ и ДМТП, показанные на рисунке 1.2.5 и 1.2.6. При движении снаряда система  из постоянных магнитов намагничивает  участок трубы до состояния почти  технического насыщения. Наличие тех  или иных особенностей в металле  стенки трубы вызывает искажение  линий магнитного потока (рассеяние  магнитного потока), которое фиксируется  системой электромагнитных датчиков и  регистрируется для последующей  обработки (см.рисунок 1.2.7). Основные технические  характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов  приведены в таблице 1.2.4. Выявляемые снарядами-дефектоскопами особенности  и дефекты приведены в таблице 1.2.5.

 

Рисунок 1.2.5- Снаряды-дефектоскопы ДМТ

 

 

Рисунок 1.2.6- Снаряд-дефектоскоп  поперечного намагничивания ДМТП-1

Рисунок 1.2.7- Принципиальная схема расположения датчиков     

Таблица 1.2.4-Основные технические  характеристики магнитных           снарядов-дефектоскопов

Минимальное проходное сечение	0,85 Dн
Минимальный проходной радиус изгиба	3 Dн при повороте на 90°
Максимальное давление	8 МПа
Допустимая скорость пропуска	1,5...2,5 м/с
Оптимальная скорость пропуска	2,0 м/с
Время непрерывной работы	90 часов

 

Обработка, интерпретация  и представление результатов  инспекции

Результаты обследования (в зависимости от состояния газопровода  объем информации составляет от 8 до 64 Гб) обрабатываются высококвалифицированным  персоналом с помощью комплекса  информационно-аналитических компьютерных систем и физико-математических методов  для выявления, распознавания, оценивания размеров и расположения зарегистрированных особенностей, аномалий, дефектов и  т.д.

На рисунке 1.2.8 показаны «магнитные образы» конструктивных элементов  газопровода: сварного шва, тройника, кранового  узла с байпасами, а на рисунке 1.2.9 показаны «магнитные образы» и фотографии выявленных аномалий: аномального сварного шва, зоны коррозии, гофры, заварки отверстия.

          а                    б                           в

Рисунке 1.2.8- «Магнитные образы»  конструктивных элементов газопровода:

а –сварного шва; б –  тройника; в – кранового узла с байпасами

 

Рисунке 1.2.9- «Магнитные образы»  и фотографии выявленных аномалий:

а – аномального сварного шва; б – зоны коррозии; в –  гофры; г – заварки отверстия

 

 

 

 

Таблица 1.2.5-Выявляемые снарядами-дефектоскопами особенности и дефекты

Дефекты потери металла	- коррозия  - каверны  - механические повреждения
Дефекты, связанные с нарушением сплошности металла	- расслоения в стенке  трубы - трещины  - включения, закаты
Сварные соединения и их дефекты (качественная оценка несовершенств  сварных швов)	- расположение кольцевых  стыков  - расположение спиральных  швов  - нарушения формы сварных  соединений (смещение кромок, утяжины, отклонения размеров усиления шва) - дефекты сварных соединений (раковины, подрезы и т.п.)
Дефекты металла трубы, связанные  с изготовлением	- дефекты проката  - металлургические неоднородности
Конструктивные элементы (расположение и размеры)	- трубы, врезные катушки,  гибы - крановые узлы - тройники - отводы-врезки  - отстойники  - заварки технологических  отверстий
Элементы обустройства газопровода  и другие особенности	- защитные кожухи (патроны)  на переходах через дороги  - пригрузы (хомутовые и кольцевые чугунные) - посторонние металлические  предметы вблизи газопровода