Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов реферат

Обновлено: 05.07.2024

На 1.01.2000г. в ОАО АК “Транснефть” находится в эксплуатации 47,3 тыс. км магистральных нефтепроводов. По возрастному составу трубопроводы можно разделить на 4 группы:

свыше 30 лет – 37%;

В процессе эксплуатации трубопровода происходят структурные изменения трубных сталей и, соответственно, их структурно-чувствительных свойств. Это обусловлено тем, что металл труб находится под нагрузкой: статической и циклической. В результате этого в сталях возникают структурно-искаженные неоднородности и снижаются прочностные характеристики. Под воздействием циклических нагрузок происходит деформационное старение трубных сталей, приводящее к снижению их сопротивляемости и хрупкому разрушению. По совокупности всех этих факторов согласно рекомендациям ИПТЭРа для трубопроводов, эксплуатируемых более 15 лет, необходимо периодическое снижение рабочего давления. В целях недопущения аварийных ситуаций на линейной части больше ¾ магистральных трубопроводов АК “Транснефть” должны эксплуатироваться со сниженными режимами перекачки.

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 невозможна без периодического контроля его технического состояния и оперативного ремонта потенциально опасных участков.

Трубопроводные системы рассчитаны на длительный срок эксплуатации, поэтому к ним предъявляют высокие требования по долговечности и надежности. Одним из важнейших направлений по обеспечению надежной эксплуатации трубопроводов является осуществление их диагностики и, по возможности, прогнозирование технического состояния в целях предупреждения аварий и разрушений вследствие выявленных опасных дефектов.

Самым простым методом определения надежности работы трубопровода является периодическое гидравлическое испытание, позволяющее определять критическое рабочее давление магистрального трубопровода. Однако данный метод требует значительных материальных затрат, громадных объемов жидкостей и вывод магистрали 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 невыявленными докритические трещины. Это затрудняет определение фактического состояния испытываемого трубопровода, а также делает невозможной оценку его общего состояния по наличию и количеству оставшихся дефектов. Нагружение магистрального трубопровода 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.

Для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводных систем необходима их комплексная диагностика, которая основана на различных методах диагностирования.

Главными задачами технической диагностики являются предупреждение, поиск и локализация аварийных состояний трубопроводных систем.

Внутритрубная диагностика

Определение аномалий геометрии (вмятин, гофр, овальностей)

Определение дефектов типа потери металла (коррозии, выщербин, рисок) и дефектов в виде несплошности металла (расслоение, включение)

Определение поперечных трещиноподобных дефектов, аномалии сварных стыков

Определение продольных трещиноподобных дефектов, аномалии сварных стыков

Оценка опасности дефектов по результатам расчетов на прочность на основе данных ВИС

Дополнительное обследование дефектов при вскрытии трубопроводов уточнение опасности дефектов по результатам дополнительного обследования

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.

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.

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:

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.

Содержание.
Введения
1. Объект диагностирования
1.1Неисправности и дефекты объекта диагностирования
2. Методы диагностирования
2.1Оределения размеров сварочных труб
2.2Определения нарушения сплошности сварных труб
2.3Определения физико-механических свойств сварочных труб
3. Порядок проведения работ по диагностированию
3.1 Организация пропуска внутритрубных снарядов
4 Технические средства диагностирования
4.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1
4.2 Профилемер Калипер
4.3 Магнитный дефектоскоп
Заключения
Список литературы……………………………………. ………………………39

Дипломный проект - Сооружение участка магистрального газопровода

формат doc
размер 403.5 КБ
добавлен 05 апреля 2010 г.

Характеристика трассы участка сооружаемого газопровода Состав технологического потока при сооружении участка магистрального газопровода. Способы очистки полости и испытания газопровода, обоснование выбранного способа Организация работ при сооружении участка магистрального газопровода Организация работ при очистке полости и испытанию построенного участка газопровода. Смета на сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки поло.

Контрольная работа - Расчет толщины стенки труб защитного футляра перехода магистрального трубопровода через автодорогу

формат doc
размер 181.5 КБ
добавлен 08 июля 2010 г.

Задача расчета Данные для расчета Условия расчета Расчет толщины стенки Выводы Литература Справочные материалы

Курсовая работа - Ресурсосберегающие технологии при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Расчет потерь нефти и нефтепродуктов

формат doc
размер 9.19 МБ
добавлен 13 декабря 2010 г.

Введение. Рациональная расстановка запорной арматуры по трассе трубопровода. Определение объема утечек из трубопровода (резервуара). Описание технологии нефтесбора и строительство боновых заграждений. Диагностика наличия утечек. Технологии перекрытия внутренней полости трубопровода. Предотвращение потерь разлившейся нефти. Расчет технологической эффективности применения рекомендуемых технологий. Современные технологии уменьшения потерь нефти и не.

Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов

формат doc
размер 741.5 КБ
добавлен 03 июня 2011 г.

Определение оптимальных параметров нефтепровода. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет прочности и устойчивости нефтепровода. Гидравлический расчёт трубопровода. Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций. Расстановка перекачивающих станций по трас.

Курсовой проект - Переход трубопровода через водную преграду

формат doc
размер 488 КБ
добавлен 15 октября 2010 г.

Задание на курсовое проектирование. Расчет толщины стенки трубопровода. Проверка толщины стенки трубопровода. Проверка на прочность трубопровода в продольном направлении. Проверка недопустимых пластических деформаций трубопровода. Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе. Расчет тягового усилия, подбор троса и тягового механизма. Схема сооружения перехода.

Методика расчета прочности стенки магистрального трубопровода по СНиП 2.05.06-85*

формат doc
размер 183.5 КБ
добавлен 20 февраля 2010 г.

Расчет прочности (толщины) стенки магистрального трубопровода несложен, но при его выполнении впервые возникает ряд вопросов, откуда и какие берутся значения в формулах. В данном материале показан порядок расчета прочности трубопровода и определения испытательного давления труб. Приведены необходимые справочные материалы и два расчета для образца.

Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. 2001г

формат doc
размер 564.53 КБ
добавлен 12 ноября 2009 г.

Практическая работа №1 по газонефтепроводам 2 семестр

формат doc
размер 79 КБ
добавлен 26 февраля 2011 г.

Тема: Определение толщины стенки трубы. Постановка задачи: Определить толщину стенки трубы участка магистрального нефтепровода с наружным диаметром DН = 1220 мм. Исходные данные для расчета: Категория участка - II, внутренне давление Р = 6,5 мПа, марка стали – 10Г2ФБ, температура стенки трубы при эксплуатации tЭ = 140С, температура фиксации расчетной схемы трубопровода tФ = -360С, коэффициент надежности по материалу трубы k1 = 1,47, плотность неф.

Практическая работа №3 по газонефтепроводам 4 курс

формат docx
размер 19.29 КБ
добавлен 06 ноября 2011 г.

Тема: Проверка подземного и наземного (в насыпи) трубопровода на прочность и недопустимость пластических деформаций Постановка цели: Проверить на прочность, на недопустимость пластических деформаций участок магистрального трубопровода с наружным диаметром - Dн и толщиной стенки – ?. Исходные данные для расчета: Категория участка, внутренне давление – P, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной сх.

Черноштан В.И., Благов Э.Е. Газодинамический расчет предохранительного клапана и выпускного трубопровода

формат pdf
размер 6.06 МБ
добавлен 06 января 2012 г.

Часть газопроводов конструктивно не удовлетворяют требованиям контролепригодности по проведению ВТД, в частности, это газопроводы с крутоизогнутыми отводами 1,5 Д, неравнопроходного диаметра или с неравнопроходной трубной арматурой, газопроводы не оснащенные стационарными камерами запуска-приема. Применение традиционного внутритрубного диагностического оборудования на таких участках невозможно. Альтернатива — использование специализированных систем, способных беспрепятственно преодолевать конструктивные особенности трубы.

Внутритрубная диагностика (ВТД) — это комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах газопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.

Для чего это нужно?

Эффективная и безопасная эксплуатация магистральных газопроводов — важнейшая задача для газотранспортного предприятия. Для надежности поставок газа чрезвычайно необходимо поддерживать требуемые характеристики трубы. Значительная протяженность и малодоступность газовых магистралей не позволяют полноценно использовать различные методы неразрушающего контроля . Оценку реального состояния газопровода как раз и дает внутритрубная диагностика, обеспечивающая доступ и к внутренней, и к наружной поверхности трубы и предоставляющая возможность своевременно выявлять дефекты газовой магистрали.

Камера запуска устройства ВТД

Как это происходит?

Для обследования стальных труб самый информативный метод внутритрубной диагностики — магнитный. С его помощью можно определить виды, размеры и местоположения дефектов. Метод основан на регистрации полей рассеяния, образующихся при намагничивании стенки газопровода. При наличии дефекта в стенке трубы часть магнитного потока рассеивается, что фиксируется датчиком. Очистной скребок, магнитный очистной поршень, профилемер, дефектоскопы продольного и поперечного намагничивания — в ВТД участвуют сразу несколько устройств. Необходимым условием для проведения качественной внутритрубной диагностики является хорошая очистка трубы. Это как раз задача очистного скребка. Он очищает внутреннюю полость и стенки газопровода от различных отложений, загрязнений и посторонних предметов. После этого магнитный очистной поршень осуществляет намагничивание газовой магистрали и собирает металлические предметы в трубе. Затем в дело вступает профилемер. Он предназначен для измерения профиля внутренней поверхности трубы и тестовой оценки проходимости газопровода. Итоговая работа, а именно: непосредственное обнаружение и регистрация дефектов, — задача дефектоскопов продольного и поперечного намагничивания. Вместе с ними часто запускают еще и навигатор — для обеспечения высокоточной привязки к топографическим координатам газопровода.

Схема магнитного дефектоскопа

Заключительный этап ВТД — подготовка отчета. Он делается по результатам сигналов, зафиксированных инспекционным оборудованием. Для их расшифровки используют специальные программные разработки. Финальному отчету, как правило, предшествует экспресс-отчет — предварительный. Он выдается в максимально короткие сроки с указанием значительных дефектов, подлежащих немедленному устранению. Максимально полную информацию обо всех аномалиях газопровода предоставляет окончательный отчет.

Как у нас?

Читайте также: