Негосударственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Камский  институт гуманитарных и инженерных технологий» 

Факультет нефтегазовых и строительных технологий

Кафедра «Нефтегазовые технологии» 
 
 
 

Курсовая  работа 

по дисциплине:   « Основы технической диагностики»

Тема: Диагностика  линейной части магистральных  нефтегазопроводов  (НГП)

                                                                                    Выполнил:

                                                                                   Студент гр.УЗНД 86.2/6

                                                                                  Дюкарева М.М.                                                                                       

                                                                                   Проверил: преподователь   

                                                                                   Стерхова Т.Н. 
 
 
 
 

Ижевск, 2011 

Содержание 

Введение                                                                3     1. Диагностика линейной части МН.                 4

1.1. Общие  положения                          4

1.2. Состав  и порядок проведения работ  по диагностированию      4

1.2.1. Организация  пропуска внутритрубных снарядов      7

1.2.2. Основные  технические  данные  внутритрубных  инспекционных  снарядов              9

1.2.2.1. Очистные  скребки типа СКР1 и СКР1-1       9

1.2.2.2. Профилемер  “Калипер”          11

1.2.2.3. Снаряд-дефектоскоп   “Ультраскан” WM2       13

1.3. Результаты  диагностического обследования       17

2. Выбор  схемы ремонта и организация  капитального ремонта     24

2.1. Классификация дефектов           24

2.2. Порядок проведения ремонта дефектов        31

2.3. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода      33

2.3.1 Разрешенные  методы ремонта.          33

2.3.2. Методы  ремонта дефектов различных типов       35

2.4. Требования к проведению ремонта различными методами.     41

3. Техника  безопасности при проведении  ремонтных работ.     49

Список использованной литературы                                                       52

Приложение 1

Описание  скребков и приборов                              

ВВЕДЕНИЕ

     Современные нефтепродуктопроводы представляют собой  сложные высокоавтоматизированные и энергоемкие линейно-протяженные объекты с большим количеством основного и вспомогательного оборудования.

     Опыт  работы с такими сложными магистральными нефтепроводами  показал, что обеспечение  их рациональной эксплуатации – сложная  научно-техническая проблема, включающая целый ряд сложных задач. Но на современном этапе развития трубопроводного транспорта особо остро встает задача обеспечения надежности и безаварийности магистральных трубопроводов из-за их подверженности к естественному старению. В связи с этим проблема периодического диагностирования технического состояния магистральных трубопроводов входит в число первоочередных задач.

     Главным направлением технической политики АК “Транснефть”, под чьим руководством и находится обслуживание рассматриваемого в данном курсовом проекте нефтепровода, в области обеспечения надежности и безопасности нефтепроводной системы стал системный, комплексный подход  к вопросам диагностики и капитального ремонта, который позволяет значительно сократить затраты на поддержание нефтепроводной системы в работоспособном состоянии, уменьшить активность ремонта и существенно снизить аварийность. Стратегия выборочного ремонта магистральных нефтепроводов получила в настоящее время приоритетное развитие, и заключается в том, что по результатам диагностики целенаправленно ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки, что повышает эффективность капитального ремонта.

Разумное  планирование ремонта нереально  без оценки технического состояния  трубопровода, которая, в свою очередь, возможна только на основании полной информации о наличии, местоположении, форме и размерах различных типов дефектов. В этих условиях решающее значение приобретает диагностика трубопроводов с применением внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС).

1. Диагностика линейной  части МН.

1.1. Общие положения

     Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы  диагностики линейной части магистральных  нефтепродуктопроводов.

     Система внутритрубной диагностики должна обеспечить безопасность работ нефтепродуктопроводов во время диагностирования.

     Задачи  технической диагностики состоят  в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных  швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепродуктопровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

• о возможности эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов на проектных режимах;
• о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
• о необходимости проведения ремонта участка нефтепродуктопровода (с точной локализацией мест его проведения).

1.2. Состав и порядок  проведения работ  по диагностированию

     Внутритрубная инспекция должна проводиться после  завершения подготовки участка магистрального нефтепродуктопровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепродуктопровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепродуктопровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепродуктопроводов. Готовность к диагностированию должна быть обеспечена проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода.

     Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепродуктопровода должна достигаться  на основе реализации 4-х уровневой  интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение  параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

• дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;
• дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т. п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;
• поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
• продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

     Проведение  работ по внутритрубной инспекции  должно производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

     На  первом уровне диагностирования (для  участков, обследуемых впервые), прежде всего, должна быть получена информация об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации следует использовать комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда - профилемера. Проведение диагностических работ должно начинаться с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 60%, 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепродуктопровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепродуктопровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного  пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда - профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера установка маркерных передатчиков должна производиться с интервалом 5 – 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепродуктопровода, должно устранить сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

     На  втором уровне диагностирования должно производиться выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

     На  третьем уровне диагностирования должно производиться выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с  использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

     На  четвертом уровне диагностирования должно производиться выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда - профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

     Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов  должна осуществляться с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов  установка маркеров должна производиться  в тех точках, где имелись пропущенные  маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

     1.2.1. Организация пропуска  внутритрубных снарядов

     Проведение  конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепродуктопровода должно производиться в следующем порядке.

     Не  менее чем за 3 дня до начала транспортирования  диагностического оборудования для  выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается  с предприятием, выполняющим диагностические  работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепродуктопроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепродуктопровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

     Обследование  участков магистрального нефтепродуктопровода должно проводиться последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.

     В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепродуктопровода двумя  эксплуатирующими предприятиями, инициатором  согласования пропуска должно быть предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, должно подтвердить готовность к принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей территории. Координировать это согласование должен диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных нефтепродуктопроводов.

     Персонал  предприятия, выполняющего диагностические  работы на трассе нефтепродуктопровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы:

• осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или по продолжению очистки; пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило, должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска снаряда-профилемера по данному участку нефтепродуктопровода;
• определить необходимое количество и места расстановки маркерных пунктов;
• определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе участка нефтепродуктопровода, с диспетчером и операторами пусковой и приемной камер;
• определить действия, которые должны быть предприняты при возможном возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;
• перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

     Операции  запасовки и выемки снарядов должен выполнять персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепродуктопровода под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепродуктопровода, должен:

• определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, расчет и согласование графика прохождения снаряда по трассе;
• обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепродуктопровода на блокировку их от несанкционированного  открытия во время пропуска ВИС.

     Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепродуктопровода, должен осуществлять персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.

     Контроль  за движением снаряда должен выполняться  в точках расположенных за несколько  десятков метров перед маркерными пунктами.

1.2.2. Основные  технические   данные  внутритрубных

     инспекционных  снарядов

1.2.2.1. Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1

     Очистной  скребок СКР1 предназначен для очистки  внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.

     Рабочая среда для скребков – нефть, нефтепродукты, вода.

Качественная  очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа.

     Корпус  скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные  в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них: двух ведущих, четырех направляющих дисков, разделенных прокладочными дисками малого диаметра и одной или двух манжет (в зависимости от конструкции). Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и манжеты изготавливаются из высококачественных полиуританов, стойких к истиранию.

     На  переднем торце скребка расположены  байпасные отверстия, ось которых  направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены  для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа Ультраскан, на передней и на задних частях скребка вместо одного прокладочного устанавливается щеточный диск. Такой скребок называется скребком типа СКР1-1 или специальным. Минимальное проходное сечение трубопровода необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85% D_н. Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок нефтепродуктопровода и из коррозионных углублений в стенках.

     Непосредственно перед запасовкой скребка в трубопровод производится установка передатчика для скребка ПДС14-02 (далее ПДС). ПДС является генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного локационного оборудования. Корпус выдерживает внутреннее давление взрыва 0,75 МПа и исключает передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Специальный вид взрывозащиты обеспечивается герметизацией антенны термореактивным герметиком.

Подъем и  перемещение скребка производится за кольцо на бампере или за корпус скребка смотри рисунок 1.1 

Рисунок 1.1 -  Очистной скребок типа СКР1:

1 – бампер; 2 – диск ведущий; 3 –  диск прокладочный ; 4 – диск чистящий; 5 – манжета поддерживающая; 6 –  корпус; 7 – диск чистящий щеточный; 8 – передатчик; 9 – бампер для  передатчика.

     1.2.2.2. Профилемер “Калипер”

     Профилемеры “Калипер” предназначены для  измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности  обследования нефтепродуктопровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами.

     Обнаруживаемые  дефекты и особенности:

• геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;
• возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.

     Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска Калипера по трубопроводу.

     Подъем  и перемещение Калипера производится за корпуса при помощи мягких поясов и траверсы смотри рисунок 1.2 

     Рисунок 1.2 - Профилемер  Калипер:

1 – бампер; 2 – антенна приемопередатчика; 3 – коническая манжета; 4 – одометры; 5 – кардан с измерительной  системой угла поворота; 6 – “спайдер”; 7 – манжеты. 

     При прохождении участка Калипер  производит измерение радиуса кривизны криволинейных участков (колен) и углов поворота колен. Ниже приведены основные параметры снаряда.

     Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных сварных швах): 1 м от ближайшего поперечного сварного шва.

     Чувствительность  измерительной системы снаряда: 2 мм.

(Сварные  швы, выступающие на 2 мм и более  внутрь трубопровода, регистрируются  снарядом).

     Максимальная  длина трубопровода, диагностируемая  за один пропуск прибора: 250 км в газе или в воде, 500 км в нефтепродукта.

     Минимальное проходное сечение трубы:    70%D_н.

     Минимальный радиус отвода, преодолеваемого снарядом (цельнотянутого колена )        1,5 D_н на 90°.

     Снаряд  может без повреждений проходить  сегментные отводы, состоящие из 5 сегментов  с углом 15° и 2 сегментов 7,5° с  радиусом поворота 3D_н и более.

     Погрешность измерений овальностей и вмятин – 0,4% от номинального диаметра на прямолинейном  участке трубопровода и 0,6% от наружного диаметра для колена.

     Погрешность одометрической системы: 0,5% от пройденного пути.

     Максимальное  рабочее давление:                                    10 Мпа.

     Рекомендуемая скорость пропуска прибора:             0,2-3 м/сек.

     Диапазон  температур при эксплуатации:        от -15ºС до +50ºС. 

1.2.2.3. Снаряд-дефектоскоп   “Ультраскан” WM2

     Дефектоскоп Ультраскан предназначен для определения  дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально установленными ультразвуковыми датчиками. Наличие и расположение дефекта в стенке трубы определяется по времени прихода ультразвуковых сигналов, отраженных от внутренней и наружной поверхности или неоднородности внутри стенки трубы, позволяя тем самым определять кроме наружных и внутренних потерь металла, различного рода несплошности в металле трубы, как то: расслоения, шлаковые и иные включения.

     Снаряды можно эксплуатировать в следующих  транспортируемых средах:

• вода;
• нефть;
• в газожидкостных смесях и газе снаряд работает в жидкостной пробке.

     Снаряды обеспечивают обнаружение следующих  типов дефектов:

• внутренней и внешней коррозии;
• эрозии;
• царапин, надрезов (вызывающих потерю металла);
• расслоений;
• газовых пор;
• шлаковых включений.

     Сбор  информации о параметрах дефектов осуществляется путем измерения времени прихода отраженных от внутренней и внешней стенок трубы сигналов ультразвуковых датчиков. Диаметр пятна излучения датчиков на внутренней поверхности трубы – 8мм. Перекрытие поверхности трубы осуществляется: по периметру – смыкающимися пятнами ультразвукового излучения диаметром 8мм, вдоль оси – каждые 3,3мм.

     Дефектоскоп Ультраскан снабжен системой измерения  пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируемой микропроцессорной системой управления (мастер-системой).

     Дефектоскоп Ультраскан состоит из секций –  стальных герметичных корпусов (с  расположенной внутри электроникой, накопителями информации и батареями) и носителя датчиков, связанных между собой при помощи карданных соединений и кабелей. Количество секций и состав каждой секции определяются возможностью компоновки электроники и батарей в ограниченном объеме корпуса, габаритные размеры которого должны обеспечить контроль трубопровода с определенными характеристиками В передней части ведущей секции установлен бампер, закрывающий антенну приемопередатчика, находящуюся в защитном карболитовом кожухе. Каждая секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми манжетами, предназначенными для центрирования и обеспечения движения снаряда по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта. На каждом герметичном корпусе установлены также конические манжеты, служащие для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками. В задней части секции электроники на подпружиненных рычагах установлены одометрические колеса смотри рисунок 1.3

Рисунок 1.3 - Дефектоскоп Ультраскан:

1 – антенна приемопередатчика; 2 –  коническая манжета; 3 – колесо одометра; 4 – карданы; 5 – полоз; 6 – носитель датчиков; 7 – датчики; 8 – бампер; 9 – манжеты; 10 – шланги для омывания датчиков; 11 – манжеты.

     Носитель  датчиков состоит из полиуретановых полозов, обеспечивающих постоянство расстояния от датчика до поверхности трубы. Полозы соединены между собой плоскими пружинами, благодаря которым они плотно прилегают к внутренней поверхности трубы. Датчики соединены с модулем электроники специальными кабелями с герморазъемами. Для обеспечения омывания датчиков перекачиваемым продуктом, от каждого полоза отходит шланг к передней секции.