Диагностика трубопроводов нефти и газа реферат

Обновлено: 05.07.2024

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).

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

Вложенные файлы: 1 файл

крап реферат 2013.doc

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

Технологические схемы капитального ремонта подводных переходов

Проведение комплексной диагностики трубопровода

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

При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.

- о возможности эксплуатации магистральных не фтепроводов 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 нефтеп ровода 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 сечени я, 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 обследо ванию нефтепровода производится в следующем порядке.

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностиче ского 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 нефтепр овода , 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 диаг ностические 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.

При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.

о возможности эксплуатации магистральных не фтепроводов на проектных режимах;
о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).

Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров

Анализ и диагностика результатов технического состояния и развития предприятия

. нием). Срок эксплуатации и технические параметры используемых машин и механизмов, их взаимозаменяемость, комплектность[1]. Техническое состояние предприятия характеризуется технической вооруженностью, уровнем автоматизации и механизации, размером производственной площади, занимаемой оборудованием, годовым фондом .

Методы магнитного и электромагнитного контроля

Состав и порядок проведения работ по диагностированию

дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечени я, 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.

Особенности эксплуатации магистральных трубопроводов

. расслоение, утонение стенки трубы. Эксплуатация трубопровода при наличии опасных дефектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки. Причинами дефектов и разрушения валов . трубопровода фиксируется индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью измерительных колес. Привязка обнаруженных дефектов .

Рисунок 3 – Скребок-калибр

Рисунок 4 – Ультразвуковой снаряд-дефектоскоп

Строительство магистральных трубопроводов

. в проекте организации строительства линейной части магистральных трубопроводов выделять подготовительные работы из общего комплекса строительно-монтажных работ. Для оперативного учета и контроля . и технология производства подготовительных работ Подготовительные работы при строительстве линейной части магистральных трубопроводов можно разделить на работы, выполняемые внутри строительной полосы .

Организация пропуска внутритрубных снарядов

Проведение конкретных работ по диагностическому обследо ванию нефтепровода производится

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 нефтепр овода , 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 диаг ностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

. мм и более. 1. Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода нефтепровод сварка электродуговой ремонт На данном участке нефтепровода, по результатам внутритрубной и электрометрической . уложенным трубопроводом; укладка трубопровода на дно реки, заглубление трубопровода трубозаглубительными снарядами и засыпка уложенного трубопровода. В данном проекте рассмотрен первый .

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.

Примеры похожих учебных работ

. перемещении нужно принимать меры против повреждения изоляции; Сварочный стол должен быть заземлен; При электросварочных работах на автомобиле необходимо перед началом работы заземлить раму автомобиля, закрыть топливный бак листом .

Организация и технология работ на производственных участках СТО

. рабочих постах. Обособленные (отдельные) производственные помещения предусматриваются для выполнения . СТО , которое для действующих автомагистралей и вновь проектируемых автодорог определяется как процент от величины интенсивности движения на участке .

Специфические особенности планирования работы цехов и участков

. состав, содержание плановых показателей работы цеха, участка, может меняться в зависимости от специфики предприятия, его производственной структуры, принятой практики планирования. Во-вторых, планирование как функция управления реализуется здесь .

Особенности эксплуатации магистральных трубопроводов

. прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы. Эксплуатация трубопровода при наличии опасных дефектов допускается . Технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов при диаметре трубопровода 1220 мм. Наименование параметров Значение .

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

Разработка технологии ремонта магистральных нефтепроводов

. дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта. Целью дипломного проекта является разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки. Задачами .

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.

Содержание работы

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

Файлы: 1 файл

контр.Основы диагностики.docx

Министерство образования и науки РФ

Негосударственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

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

Проверил: Жигалов В.А.

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

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. м 3 . 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:

Проблема обеспечения надежности и безаварийности магистральных трубопроводов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов является важным и актуальным вопросом, т.к. общая протяженность линейной части магистральных трубопроводов РФ составляет более 250,6 тыс. км.

По статистическим данным в 2012 г. на произошли 21 авария связанные с эксплуатацией трубопроводом (из которых 1 несчастный случай со смертельным исходом).

Ущерб от аварий превысил 154 833,4 тыс. руб.

В связи с этим проблема диагностирования технического состояния магистральных трубопроводов при их эксплуатации входит в число первоочередных задач, благодаря чему появляется возможность снижения потенциальной опасности и статистики аварийных ситуаций на трубопроводном транспорте.

Как правило, причины утечек перекачиваемых нефти и нефтепродуктов связаны с возникновением и развитием дефектов, которые могут привести к многочисленным авариям с образованием взрывоопасных смесей. Это обусловлено множеством причин конструктивного, технологического и эксплуатационного характера.

Потери нефти и нефтепродуктов зависят от места и размеров повреждения, а также от времени его обнаружения и устранения. Количество вытекшей нефти и нефтепродуктов может оказаться значительным даже при относительно небольших повреждениях, если они остаются незамеченными в течение длительного времени, что приводит к загрязнению почв. По этой причине к актуальной относится задача сокращения времени от момента возникновения утечки до момента ее обнаружения, включая определение координат места разгерметизации трубопровода и максимально быстрого введения в действие механизмов борьбы с утечкой, тем самым сокращая количество разлившегося нефтепродукта и уменьшая затраты на ликвидацию аварии.

В настоящее время для обнаружения утечек разработано большое количество методов, основанных на различных физических законах и явлениях:

1. Измерение давления и расхода жидкости на концах контролируемого участка трубопровода, определение распределения давления по его длине в течение фиксированного промежутка времени, вычисление среднеквадратичной разности между найденными распределениями давления для каждой точки контролируемого участка. По минимальному значению указанной разности фиксируют площадь сечения утечки. Недостатком данного способа — низкая достоверность определения утечек в случае протекания переходных процессов в трубопроводе.

3. Визуальный осмотр поверхности трассы с помощью тепловизионной аппаратуры. Если тепловое излучение на участке трассы превысит заданную уставку, то тепловизионная система выдаст аварийный сигнал. Данный способ позволяет дистанционно и непрерывно контролировать состояние магистрального трубопровода, оперативно обнаруживать местоположение появляющихся утечек перекачиваемого продукта, визуально оценивать масштаб аварии и быстро локализовать аварийный участок. Такой контроль - дорогостоящий и не всегда осуществим из-за сложных природно-климатических условий.

4. Использование устройства, включающего акустические датчики (выполнены в виде параметрического преобразователя), приемник, усилители, фильтры, аналого-цифровые преобразователи, дисплей, узкополосный фильтр и фильтр низких частот.

5. Применение устройства, содержащего пункт контроля, снабженного усилителем, фильтром, аналого-цифровым преобразователем, коррелятором и приемником. Устройство позволяет не только расширить функциональные возможности за

счет передачи по радиоканалу тревожного сигнала о месте возникновения утечек, но и увеличить длину контролируемых участков магистральных трубопроводов.

6. Математическое моделирование гидродинамических параметров потока. Данный способ основан на непрерывном сравнении измеренных гидравлических параметров с параметрами, смоделированными в реальном времени с помощью электронных вычислительных машин. При рассогласовании между этими параметрами делают вывод о возникновении аварии на трассе нефтепровода, оценивают местоположение утечки и ее масштабы.

Несмотря на большое число разработок и предложений, до сих пор не существует универсального способа, пригодного для обнаружения всех видов утечек. Одни методы позволяют распознавать только крупные утечки и совершенно не чувствительны к малым; другие годятся лишь тогда, когда утечка вызывает волны разрежения с достаточно крутым фронтом и совершенно не подходят в случае плавного истечения жидкости; третьи надежны лишь при стационарных режимах работы нефтепровода и дают ложные сигналы об утечке, если в трубопроводе возникают волны.

В настоящее время все большее распространение получают автоматические системы обнаружения утечек (далее СОУ) из трубопроводов. Это позволяет не только значительно сократить время реакции аварийных служб и, как следствие, значительно уменьшить экологический ущерб от разлива перекачиваемых продуктов, а также опасность взрывов и пожаров, но и свести к минимуму время вынужденного простоя трубопровода.

Существует программно-технический комплекс СОУ с использованием акустических датчиков в качестве чувствительных элементов системы и анализа информации с использованием Фурье.

Алгоритм обнаружения утечек условно поделен на три уровня: обработка сигналов, анализ информации, принятие решений.

о факте наличия утечки из магистрального нефтепровода.

К недостатку большинства используемых СОУ относится то, что решающий алгоритм наличия или отсутствия утечки основан лишь на одном из многих существующих методов детектирования: акустический метод поиска утечек, акустико-эмиссионный, параметрический метод анализа давления. Каждый из методов в отдельности имеет некоторые ограничения, сказывающиеся на возможности обнаружить тот или иной тип утечки, а также на времени, которое необходимо для ее обнаружения. При одновременном воздействии нескольких негативных факторов (повышенный шумовой фон, наличие переходного процесса в трубе, движение очистительного скребка) возможна ситуация, когда повреждение участка магистрального нефтепровода не будет обнаружено или будет обнаружено со значительной временной задержкой. Используемое в СОУ оборудование имеет высокую стоимость. Все существующие СОУ разработаны для магистральных трубопроводов большой протяженности и не учитывают особенности трубопроводов промышленных предприятий (большое число разветвленных трубопроводов при их небольшой протяженности).

Таким образом, ни один из рассмотренных выше методов обнаружения утечек не удовлетворяет полностью всем предъявляемым к ним требованиям.

Практика эксплуатации СОУ показывает, что использование только одного из методов обнаружения утечек при построении подобных систем не позволяет добиться хороших результатов по точности определения координат утечек и малого количества ложных срабатываний. Кроме того, не все методы (например, метод сравнения расходов) позволяют вычислять местоположение утечек.

Для максимальной эффективности система должна включать комбинацию различных методов. Например, комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек нефтепродукта объединяет положительные особенности акустического и гидравлического методов.

Читайте также: