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.