Диагностика линейной части трубопровода

Содержание

 

Проведение  комплексной диагностики трубопровода…………………......2

Общие положения комплексной  диагностики……………………………...2

Методы технического диагностирования линейной части

 магистрального нефтепровода, основанные на контроле параметров…………………………………………………………………….2

Методы магнитного и электромагнитного контроля……………………....2

Состав и порядок проведения работ по диагностированию……………….3

Организация пропуска внутритрубных  снарядов…………………………..5

Методы и  средства контроля технического состояния  подводных 

переходов……………………………………………………………………....7

Технологические схемы капитального ремонта подводных  переходов

 МНПП…………………………………………………………………………8

Заключение……………………………………………………………………12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Проведение  комплексной диагностики трубопровода

Общие положения

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

При диагностировании участка  нефтепровода  предусматривается безопасность всех видов работ.

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  нефтепровода ), классификации дефектов по степени опасности  и  принятии решения:

- о возможности  эксплуатации магистральных  нефтепроводов  на проектных режимах;

- о необходимости  перехода  на пониженные режимы эксплуатации;

- о необходимости  проведения  ремонта  участка  нефтепровода  (с точной локализацией мест его проведения).

Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния  объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом  состоянии объекта с указанием  места, а при необходимости, вида  и  причины дефекта.

Современные системы  ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения  и  эксплуатации, но  и  активными органами контроля управления качеством  и  надежности.

ТД на этапах строительства  и  эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

 

Методы  технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

 

Методы  технической диагностики, основанные на контроле параметров

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно  использовать для обнаружения дефектов и  для прогнозирования изменения их состояния.

Метод базируется на данных контроля, регистрации  и  последующей обработки параметров нефтепровода   и  перекачиваемой нефти. Этот метод получил название параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик  нефтепровода  по приведенным значениям определенных измеряемых параметров  и  последующего сопоставления результатов расчета с первоначальными характеристиками  нефтепровода , определенными после его сооружения или  ремонта . Отклонение выходных параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического состояния элементов  нефтепровода , формирующих данный параметр. Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности выбора исходных данных, а также от совершенства  диагностической  логики, используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести необходимость учета влияния режима работы  нефтепровода  и  внешних условий.

 

Методы  магнитного  и  электромагнитного контроля

Электромагнитный  метод позволяет обнаружить такие  дефекты, как трещины, отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность  и  точность контроля при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала, системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких дефектов, в частности такие, которые проникают в толщу стенки трубы на 10-15%.

 

Состав  и  порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода  к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок  нефтепровода   и направления предприятию, выполняющему  диагностические  работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение  диагностических  работ на участке магистрального  нефтепровода  являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки  нефтепроводов . Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема  и  запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота  контроля участка магистрального  нефтепровода  достигается 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 рис.1;

Рисунок 1 –  Вмятина в поперечном сечении  трубы 

- дефектов типа  потери металла, уменьшающих толщину  стенки трубопровода (коррозионных  язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

Рисунок 2 –  коррозионная язва

- 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  производится с применением комплексов технических средств, соответствующих  типам определяемых дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых  впервые), получаем информацию об особенностях  и  дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации используем комплекс технических средств в составе скребка-калибра  и  снаряда-профилемера. Проведение  диагностических  работ начинается с пропуска скребка-калибра рис.3, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами.

Рисунок 3 –  Скребок-калибр

 Диаметр  калибровочных дисков должен  составлять 70%  и  85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода . Минимальное проходное сечение линейной части  нефтепровода , 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 маркерные передатчики устанавливаем 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 нефтепровода , устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования производится 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 (рис. 4) с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные  и  специальные (щеточные) очистные скребки.

Рисунок 4 –  Ультразвуковой снаряд-дефектоскоп

На третьем  уровне диагностирования производится 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 производится 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 осуществляется с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка  маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске  и  где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

 

Организация пропуска внутритрубных снарядов

Проведение конкретных работ  по  диагностическому   обследованию   нефтепровода производится 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  нефтепроводов  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  нефтепровода , включенные в договор на проведение  диагностических  работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Обследование  участков магистрального  нефтепровода  проводится последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка  нефтепровода  двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска является предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов  и  очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, подтверждает готовность к принятию инспекционного снаряда  и  организации его сопровождения по своей территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных  нефтепроводов .

Персонал предприятия, выполняющего  диагностические  работы на трассе  нефтепровода , 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  нефтепровода ;

- определить  необходимое количество  и  места расстановки маркерных пунктов;

- определить  схему связи персонала, сопровождающего  ВИС по трассе участка  нефтепровода , 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 выполняет персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок  нефтепровода  под наблюдением персонала предприятия, выполняющего  диагностические  работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода , 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  нефтепровода  на блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.

Сопровождение снаряда, при его движении по трассе  нефтепровода , существляет персонал предприятия, выполняющего  диагностические  работы.

Контроль за движением снаряда производим в  точках, расположенных за задвижками (вниз по потоку продукта)  и  в точках, расположенных за несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку продукта).

Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит диагностированию до устранения дефектов препятствующих прохождению ВИС дефектов.

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.

Методы  и средства контроля технического состояния  подводных переходов.

Методика приборного обследования подводного перехода выбирается, исходя из его особенностей и сезона проведения работ. При обследовании могут быть использованы плавсредства, вертолеты и другие транспортные и технические средства. Также может быть использована система спутниковой навигации.

 Для планово-высотной  привязки промерных точек верха трубопроводов, грунта дна и береговых участков перехода (коридора) могут применяться оптические, оптико-электронные, радиотехнические, лазерные и т.п. геодезические приборы и инструменты с абсолютной погрешностью определения планового положения промерных точек не более 1,5 мм в масштабе плана топографической съемки перехода (коридора).

 Для определения  высотных отметок верха трубопровода  могут применяться электромагнитные  и магнитные системы, акустические  и другие профилографы и т.п. трубопоисковые приборы, обеспечивающие абсолютную погрешность при глубине залегания трубопровода относительно горизонта воды:

- до 10 м - не более 0,1 м;

- более 10 м - не более 0,2 м.

 Для определения  высотных отметок обнаженных  или оголенных подводных трубопроводов и дна водной преграды могут применяться эхолоты, обеспечивающие абсолютную погрешность измерений не более 0,1 м.

При глубине  водной преграды менее 5 м и скорости течения менее 0,5 м/с допускается определение высотных отметок дна с помощью футштоков, наметок или речного лота с лот-линейкой.

 Для обнаружения  и предварительной оценки протяженности  обнаженных и провисающих участков  подводных трубопроводов и наличия  посторонних объектов на дне  могут применяться гидролокаторы  бокового (ГБО), секторного (ГСО) или кругового (ГКО) обзора с разрешающей способностью не хуже 0,5 м с абсолютной погрешностью определения относительно судна и места измерения со льда координат выявленных объектов не более 1 м.

 При обследовании  обнаженных или провисающих участков для обеспечения подводной видеосъемки могут применяться водолазные телевизионные системы или телекамеры, установленные на борту телеуправляемых подводных аппаратов.

 Для определения  мест повреждения антикоррозионной  изоляции трубопроводов могут  применяться электромагнитные и магнитные системы, обеспечивающие абсолютную погрешность измерения планового положения мест повреждения не более 0,5 м (относительно судна или места измерения со льда).

 Для измерения  толщины стенок размытых трубопроводов  могут применяться ультразвуковые, рентгенографические и т.п. толщиномеры с абсолютной погрешностью измерения не более 0,5 мм.

Рисунок 5 –  Водолазы проводят ультразвуковую дефектоскопию  сварных швов

На современных  газопроводах и их переходах через  водные преграды измерение толщины стенок трубопроводов может осуществляться методом внутритрубной дефектоскопии.

 Для измерения  скоростей течения водной преграды  могут применяться гидрометрические  вертушки и другие приборы  с относительной погрешностью  измерения не более 10%.

Поиск утечек газа через трещины или небольшие  свищи на газопроводе выполняют  путем транспортирования катером, вертолетом или другим средством  вдоль трассы газопровода специальных  приборов.

 Все нестандартизированные  средства измерений, предназначенные  для контроля за техническим состоянием подводных трубопроводов, могут быть допущены к применению только после их метрологической аттестации.

 Средства  контроля технического состояния  переходов должны:

- ежегодно калиброваться  отраслевой метрологической службой по подводным переходам в соответствии с нормативными требованиями к метрологическому обеспечению измерений в Российской Федерации;

- обеспечивать, как правило, непосредственно  при проведении обследований  документирование измеряемых параметров  на бумажных или магнитных (машинных) носителях информации;

- обеспечивать  соблюдение мер безопасности  и сохранности перехода и его  сооружений при проведении обследований.

 Допускается  применение приборов, основанных  на других физических принципах,  если их применение технически целесообразно и точность, обеспечиваемая прибором, удовлетворяет вышеуказанным требованиям.

 Технологические схемы капитального ремонта подводных переходов МНПП

Для ПП МНПП применяются  следующие технологические схемы  и способы капитального ремонта:

- ремонт подводного  перехода с прокладкой новой  нитки:

а) в новом  створе;

б) взамен существующей (рис. 6);

Рисунок 6 –  Схема строительства подводного перехода путём протягивания по дну  утяжелённого трубопровода.

- ремонт с  использованием конструкции «Труба в трубе»;

- ремонт дефектного  участка с применением кессонов  и полукессонов (рис. 7);

Рисунок 7 –  установка подводной камеры (кессона) при ремонте магистрально трубопровода

- ремонт с  применением клеевых композиций;

- ремонт оголенных  и провисших участков отсыпкой песчано-гравийной смеси щебня и бутового камня (по направляющим устройствам) (рис. 8);

Рисунок 8 -  Схема засыпки размытых участков подводных трубопроводов на несудоходных водоемах с берега - а; на судоходных водоемах с помощью грейферного крана - б:

1 - эстакада; 2 - бульдозер; 3 - бункер с эжектором; 4 - рефулерный понтон; 5 - пульпопровод; 6 - плавучая площадка с краном; 7 - приемный бункер; 8 - раструбная секция; 9 -трубопровод; 10 - баржа с грунтом; 11 - плавучий кран; 12 - оттяжка; 13 - вода

 

- ремонт оголенных  и провисших участков укладкой  мешков с каменными материалами  (щебень, гравий), с песчано-цементной  смесью (ПЦС);

 

 

Рисунок 9 - Схема расстановки машин и механизмов при ремонте оголенных и провисающих участков ПП МНПП укладкой мешков с песчано-цементной смесью:

1 - площадка  с погрузочным устройством; 2 - водолазный  бот; 3 - шлюпка; 4 - буй; 5 - трубопровод; 6 - мешки со смесью; 7 - район работ

Рисунок 10 - Укладка мешков на участке провисания трубопровода:

1 - трубопровод; 2 - мешки с песком; 3 - мешки с песчано-цементной смесью

 

- ремонт оголенных  и провисших участков с применением  гидротехнических сооружений (возведением  русловыправительных сооружений);

- ремонт дополнительным  заглублением (методом подсадки).

Выбор конкретной технологической схемы ремонта ПП МНПП определяется следующими основными факторами:

- техническим  состоянием перехода на момент  ремонта;

- технико-экономическим  обоснованием ремонта;

- гидрологическими  и геологическими условиями пересекаемого  водоема (реки);

- метеорологическими  условиями;

- продолжительностью  выполнения КР;

- другими факторами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

В связи с  тем, что наука и техника развиваются  очень быстро, с каждым годом появляются новые, более точные методы измерения и контроля дефектов металла. Этот факт заставляет думать, что в скором времени техника полностью исключит возможность не обнаружить дефект. Однако уже сейчас внушительное разнообразие методов и средств технической диагностики с очень высокой вероятностью позволяет обнаружить любой самый малозаметный дефект, как на поверхности, так и в теле трубопровода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список  литературы:

1. РД 51-3-96;
2. Шадрина А.В., Курс лекций по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»;
3. Материалы сайта http://roschemical.ru/, URL: http://roschemical.ru/proektirovanie_truboprovodov.html;
4. РД 153-39.4-075-01;